Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 126
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Содержание
| Введение………………………………………………………………………. | |
| 1.Основные понятия о призабойной зоне пласта. Причины, приводящие к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин…………………………… | |
| 2. Основные направления и методы повышения нефтеотдачи и стимуляции добычи нефти. Методы повышения нефтеотдачи…………… | |
| 3.Технологическая эффективность методов интенсификации добычи нефти и методов повышения нефтеотдачи по данным гидродинамических исследований скважин и пластов…………………….. | |
| 4. Интенсификация добычи нефти. Классификация технологий интенсификации добычи нефти……………………………………………… | |
| 5. Причины применения методов интенсификации добычи нефти……….. | |
| Заключение……………………………………………………………………. | |
| Список использованной литературы………………………………………... | |
Введение
Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов, полимердисперсных систем, а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.
Цель работы заключается в закреплении теоретических знаний и умений по дисциплине.
Для выполнения поставленной цели необходимо решить задачи:
- рассмотреть основные понятия о призабойной зоне пласта; причины, приводящие к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин;
- определить основные направления и методы повышения нефтеотдачи и стимуляции добычи нефти, методы повышения нефтеотдачи;
- охарактеризовать технологическую эффективность методов интенсификации добычи нефти и методов повышения нефтеотдачи по данным гидродинамических исследований скважин и пластов;
- рассмотреть интенсификацию добычи нефти, классификация технологий интенсификации добычи нефти;
- рассмотреть причины применения методов интенсификации добычи нефти.
Основные понятия о призабойной зоне пласта. Причины, приводящие к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин
Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для сод\здания новых эффективных способов обработки ПЗП с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добычные возможности скважин, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти трещины.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам: глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием механических примесей; несоблюдение технологии проведения различных ГТМ; несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ; отложение смолопарафиновых соединений; химическую и биологическую кольматацию; закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по механическим примесям (30мг/л) и т.д.
Степень восстановления проницаемости ПЗП зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию [2].
Существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями.
Факторы снижающие гидропроводность ПЗП: гидромеханические, термохимические, биологические [6].
Гидромеханические – в большей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности ПЗП механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде.
К термохимической относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и на их основе – возникновение АСПО. К термической группе факторов снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых в кислотных растворах солей, гидрата окиси железа, сульфидных и силикатных соединений.
Биологические - загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ). Появление их в пласте не только ухудшает проницаемость продуктивных пластов, но и отрицательно сказывается на технологических процессах добычи нефти, т.к. при этом в добываемой нефти появляется сероводород, вследствие чего усиливается коррозия промыслового оборудования, ухудшается качество нефти. Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой из закачиваемой воды, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважины при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти [5].
Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.
Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
Основные направления и методы повышения нефтеотдачи и стимуляции добычи нефти, методы повышения нефтеотдачи
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну - две причины, влияющие на состояние остаточных запасов.Рассмотрим эти методы.
I. Тепловые методы: паротепловое воздействие на пласт; внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин.
II. Газовые методы: закачка воздуха в пласт; воздействие на пласт углеводородным газом; воздействие на пласт двуокисью углерода; воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
III. Химические методы: вытеснение нефти водными растворами ПАВ; вытеснение нефти растворами полимеров; вытеснение нефти щелочными растворами; вытеснение нефти кислотами; вытеснение нефти композициями химических реагентов; микробиологическое воздействие.
IV. Гидродинамические методы: интегрированные технологии; вовлечение в разработку недренируемых запасов; барьерное заводнение на газонефтяных залежах; нестационарное (циклическое) заводнение; форсированный отбор жидкости; ступенчато-термальное заводнение.
V. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
VI. Методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.
Технологическая эффективность является одним из основных показателей, определяющих целесообразность его проведения и характеризуется дополнительной добычей нефти при проведении мероприятия. Технологическая эффективность определялась путем сравнения фактических показателей с расчетными (базовыми), характерными для условий эксплуатации скважины до проведения ГТМ [3].
Расчет базовых показателей разработки проводился по трем категориям моделей: по кривым падения; по характеристикам вытеснения; метод «вывод из бездействия».