Файл: Магистерская диссертация тема работы Оценка эффективности применения полимерного заводнения на месторождении х удк 622. 276. 43 678. 7 Студент.pdf

10
Задачи:
1.
Обосновать выбор полимерного заводнения, как метод увеличения нефтеотдачи на Северо-Хохряковском месторождении, с учетом его геолого-промысловых характеристик;
2.
Выбрать химический реагент для проведения полимерного заводнения на месторождении;
3.
Рассчитать возможность проведения полимерного заводнения на выбранном продуктивном пласте посредством технико-экономических расчетов.
Научная новизна
На основании проведенного исследования геолого-промысловых характеристик Северо-Хохряковского нефтегазового месторождения, а также анализа различных химических реагентов, которые использовались на месторождениях-аналогах, предложено проведение полимерного заводнения на продуктивном пласте ЮВ
1
, что позволит увеличить добычу нефти.
Практическая значимость
На основании проведенных технико-экономических расчетов обосновано, что проведение полимерного заводнения на продуктивном пласте ЮВ
1
приводит к снижению обводненности (на 2,4 %), приросту добычи нефти на 14%, что экономически выражается в 33,3 млн. руб. чистой прибыли.
Информационной базой послужили учебная и научная литература, отраслевые регламенты, руководящие документы, инструкции годовые отчеты компании ПАО «Варьеганнефтегаз».
В процессе исследования был проведен анализ геологических условий разработки нефтегазового месторождения, выбор и обоснование применения технологии полимерного заводнения, даны рекомендации по увеличению его эффективности.

11
1 ТЕОРЕТИКО-ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ
МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
1.1 Методы увеличения нефтеотдачи пласта: сущность и
классификация
Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.
В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.
На первом этапе (Рисунок 1а) для добычи нефти максимально используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). На втором этапе (Рисунок 1б) реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными. На третьем этапе (Рисунок 1в) для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
1а
1б
1в
Рисунок 1 – Этапы применения методов увеличения нефтеотдачи

12
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы
МУН эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи.
Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи.
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов.
Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода для конкретных условий месторождения. Выделяют три основных группы факторов:
– геолого-физические (вязкость нефти и минерализация пластовой воды, проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, однородность, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны и т.п.);
– технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система разработки и т.п.);
– технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.).
На основании лабораторных исследований, опытно-промышленных и промышленных испытаний разработаны определенные критерии методов

13 увеличения нефтеотдачи (МУН). Классически они разделены на четыре большие группы
1.1.1 Метод смешивающегося вытеснения
Углекислый газ для повышения нефтеотдачи может быть использован по трем технологиям. По первой углекислый газ закачивается в пласт в виде одноразовой оторочки в сжиженном состоянии, которая далее продвигается по пласту карбонизированной или обычной водой. По второй технологии осуществляется закачка карбонизированной воды концентрацией 4–5 %.
Третья технология заключается в закачке чередующихся небольших оторочек углекислоты и воды. В любом случае общий объем оторочки и средняя концентрация должны соблюдаться. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом факторов. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО
2
, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхностного натяжения на границе с водой, увеличением вязкости воды, уменьшается набухаемость глин. Эффективность возрастает вследствие образования на фронте вытеснения вала из смеси легких углеводородов и СО
2
. Образование угольной кислоты способствует возникновению ряда положительных факторов, таких как растворение карбонатов, повышение температуры. При закачке углекислоты в результате взаимного растворения нефти и газа происходит вытеснение, близкое к смешивающемуся.
Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды, особенно наличие солей кальция. Не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность зависит от степени обводнения пласта, с ростом обводнения эффективность снижается.

14
Метод закачки углеводородного газа заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов (УВ) на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Применительно к различным пластовым системам были разработаны и опробованы следующие технологические схемы повышения нефтеотдачи: закачка газа высокого давления; вытеснение нефти обогащенным газом; вытеснение нефти оторочкой из углеводородных жидкостей с последующим продвижением ее закачиваемым сухим газом.
Режим газа высокого давления пригоден для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500 м). Процесс лучше осуществлять в пластах с легкими, маловязкими нефтями.
Механизм действия при закачке углеводородного газа близок к действию при закачке углекислого газа, и вытеснение происходит близко к смешивающемуся (рисунок 2). Технология: объем оторочки должен составлять 0,02–0,05 нефтенасыщенного объема пор, концентрация 50–100
%.
Рисунок 2 – Распределение углеводородов при вытеснении нефти жидким пропаном: 1 – нефть; 2 – зона смеси пропана с пластовой нефтью; 3 – зона чистого пропана; 4 – смесь пропана с сухим газом; 5 – сухой газ
Метод закачки воздуха в пласт (рисунок 3) основан на подаче воздуха в продуктивный горизонт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных

15 процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).
Рисунок 3 – Механизм вытеснения нефти при закачке воздуха в пласт

16 испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, и других сложных физико-химических процессов. Процесс влажного внутрипластового горения отличается тем, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь c нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Захватываемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Суть применения влажного внутрипластового горения заключается в том, что добавление к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – воды, улучшает теплоперенос в пласте, что способствует перемещению теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения. Использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т.е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса теплопереноса и извлечения нефти [7, 9, 13, 15].
Пар при вытеснении нефти является на основании лабораторных и промысловых опытов наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8–15 МПа). Количество пара может быть в 25–40 раз больше, чем количества воды. Пар может вытеснить почти до 90 % нефти из пористой среды.
Повышение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара
(рисунок 4) возможно за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее c паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40–50 %) обеспечивает снижение вязкости

17 нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18–20 %) и в меньшей степени – расширение и смачиваемость породы пласта.
Чтобы тепло не рассеивалось в окружающие породы, для применения этого метода выбирают нефтяные пласты c достаточно большой толщиной
(15 м и более).
Рисунок 4 – Воздействие на пласт посредством пара
К недостаткам метода вытеснения нефти паром относится, прежде всего, необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В такой воде, должно содержаться менее 0.005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (соли, нефть), катионы магния и кальция, растворенный газ (особенно кислород). Обработка воды химическими реагентами (умягчение, удаление газов, обессоливание) требуют больших расходов, иногда достигающих 30–35 % от общих расходов на производство пара.
Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае нефти с вязкостью более 800-1000 мПа·с. Увеличение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром

18 является одной из основных проблем, требующих решения. И, наконец, применение метода связано с большими затратами на его реализацию, в частности, на оборудование.
Несмотря на опыт, накопленный в сфере термических методов добычи нефти, актуальным представляется поиск и создание новых, более совершенных технологий разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.
1.1.3 Гидродинамический метод
Назначение гидродинамических методов – увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу.
К ним относятся: циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, гидравлический разрыв пласта, а также методы воздействия на призабойную зону пласта.
Барьерное заводнение на газонефтяных залежах – эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагаются в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.
Нестационарное (циклическое) заводнение - суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости (рисунок 5) заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими