Файл: Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич.pdf

10
Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение ко- личества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.
Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества пред- полагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.
Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторожде- ний, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к начальным ее геологическим запасам.
Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факто- ры, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
К
нефт.
= К
выт
*К
охв
К выт.
– коэффициент вытеснения нефти из пласта,
К охв.
– коэффициент охвата пласта разработкой.
Следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения
– величина, переменная во времени.
Произведение К
выт
*К
охв справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено
А.П.Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина К
выт равна отношению количества извле- ченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку.
Величина К
охв равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработ- ку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.
Нефтеотдача также зависит от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтегазонасыщенности пор пласта, от степени и характе- ра механических изменений порового пространства коллекторов. Следователь- но, проблема кардинального повышения нефтеотдачи пластов – комплексная, она может быть решена с учетом всех факторов, формирующих нефтеотдачу для данной конкретной залежи.

11
1.1.1.Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения
Метод основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выде- ление теплоты. Отличается от горения на поверхности тем, что тепло не исчеза- ет, а остается в пласте.
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, начало горения производится при помощи забойного электронагре- вателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п.
После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха в пласт обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и пере- мещение фронта горения по пласту.
При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным па- ром, водой. Сгорают наиболее тяжелые фракции нефти (битум) или так называ- емый кокс. Концентрация кокса может составлять от 10-40 кг на 1м
3
пласта.
В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, т.е. процесса, ко- гда для поддержания горения закачивается только воздух, основная доля тепла в пласте остается в области позади фронта горения. Это тепло оказывает поло- жительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта.
В последние годы стал использоваться метод влажного горения.
Процесс заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Пар переносит теплоту в область впере- ди фронта горения, в результате чего в этой области развиваются обширные зо- ны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси- рованной горячей воды. Внутрипластовое парогенерирование – одна из особен- ностей процесса влажного горения. Объем закачки составляет на 1000м
3
возду- ха до 5м
3 воды. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого – физическими и технологическими условиями. Если значе- ния в.в. фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается, снижается эффективность теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Для процесса влажного горения важно, чтобы значения в.в. отношения было оптимальным.
По мере перемещения фронта горения формируются несколько темпера- турных зон:
1. Наиболее высокая температура достигается в зоне фронта горения – от
370 и выше.
2. Область, где происходит фильтрация воздуха и воды, температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов.
3. Примыкаемая к фронту горения зона перегретого и насыщенного пара.
4. Зона с начальной пластовой температурой.
При влажном горении – впереди фронта горения образуется большая зона прогрева пласта и жидкостей, размер которой достигает до 150м. Это говорит о

12 том, что метод в.г. может применяться на оптимальных сетках размещения скважин (16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти.
Недостатки метода:
1. Ограничение глубиной – (до 1500м)
2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин дублеров для раз- дельной подачи воздуха и воды.
3. Неравномерное выгорание пласта изменяют его свойства, что усложня- ет в дальнейшем применение каких- либо методов извлечения нефти.
1.1.2.Вытеснение нефти паром
Вытеснение нефти паром – распространенный метод увеличения нефте- отдачи пластов. Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.
В пласте образуется три зоны, различающиеся по температуре, насыще- нию и характеру вытеснения:
1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяю- щейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200), в
Рис.1.1. Схема процесса влажного горения
Условные обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения.
Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой тем- пературе; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения

13 которой происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.
2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от темпе- ратуры начала конденсации (200) до пластовой, а горячий конденсат (вода) вы- тесняет легкие фракции и нефть.
3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция (разделение) нефти, снижение вязко- сти, изменение фазовых проницаемостей, подвижность нефти, воды.
Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы.
При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими поро- дами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплооб- мена (по отношению к объему пласта) большая. При больших расстояниях между скважинами применение пара нецелесообразно.
Рис.1.2. Схема вытеснения нефти паром.
Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.
Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.

14
При использовании метода выбирают пласты >15м с плотностью сеток 4-
8 га/скв.
Метод применяют на Украине, в Краснодарском крае.
Недостатки:
1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для па- рогенератора. Обработка воды химическими реагентами.
2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добы- вающим скважинам сопровождается выносом песка – а из глинистых пластов – снижением проницаемости.
3. При глубине больше 1000м происходит потеря теплоты до 45%.
1.1.3.Циклическое нагнетание пара.
Циклическое нагнетание пара в пласт или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии – в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам. При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил – горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев (линз). В крупные поры и высокопрони- цаемые слои.
1.1.4.Технология пароциклического воздействия
В добывающую скважину закачивают пар объемом 30-100 т. на 1 м тол- щины пласта. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти. После закачки пара скважину закрывают и выдер- живают в течении одной – двух недель – период, который необходим для про- цесса теплообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и во- ды в пористой среде. Затем скважину эксплуатируют в течении 8-12 недель.
Обычно бывает 5-8 циклов за три-четыре года, иногда 12-15 циклов – по- сле проведения которых, эффект воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов.
Преимущества: Эффект от нагнетания пара получается сразу же после прекращения закачки пара в скважину.
Недостатки: Периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны вызывает нарушения цементного камня, нарушение колонны в резьбовых со- единениях.
В первых циклах на 1 т закачанного пара добывается до 10-15 т нефти.
В последних циклах нефти добывается в среднем 1.5 – 2.5 т.
1.1.5. Тепловые методы воздействия на пласт.
Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержа- щих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы:

15 закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж- ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных са- моходных установок.
Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м
3
горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.
Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.
При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъем- ным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «хо- лодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на при- забойную зону пласта весьма незначительно.
Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффектив- нее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обра- батывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м
3
го- рячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки сква- жину пускают в работу.
При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавля- ют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в коли- честве 70-80 м
3
под давлением закачивают в скважину.
Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на при- забойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар за- качивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях:
- глубина продуктивного пласта не более 1200 м;
-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее15 м;
- вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;
- остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50 %;
- плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м
3
Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.
Перед закачкой пара проводят исследование скважин.
- замер дебита нефти;
- замер дебита газа;
- замер дебита воды;
- замер пластового давления;
- замер температуры;
- замер статического уровня.
Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термо- стойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра.