Файл: РНМ (печать,готов).doc

4.Из-за малой проницаемости блоков жидкость из них выходит медленно и давление в блоках длительное время сохраняет свое начальное значение. Выравнивание давлений в блоках и трещинах будет тем длительно, чем меньше проницаемость блоков, больше его размеры, пористость и сжимаемость жидкости и порового пространства.

34. Опыт и проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вна­чале к возникновению технологиче­ской трудности, связанной с низкой приемисто­стью нагнетательных скважин. Широкое приме­нение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пла­ста и кислотные обработки, и глав­ным образом использование повышенных давлений нагнета­ния привели к существенному увеличению прие­мистости нагнета­тельных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их ос­воения. Опыт разработки нефтяных месторождений с примене­нием законтурного заводнения привел к следую­щим основным выво­дам: 1. Законтурное завод­нение позволяет не только поддержи­вать пласто­вое давление на первоначальном уровне, но и пре­вышать его. 2. Использование зак-ого завод­нения дает возмож­ность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5  7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скв-н 20  6010⁴ м²/скв при до­вольно высокой конечной нефтеотдаче, дости­гающей 0,50  0,55 в сравнительно однород­ных пластах, и при вязкости нефти в пластовых усло­виях по­рядка 1  510^-3 Пас. 3. При разработке крупных по площади мест-ий с числом рядов до­бывающих скв-н больше пяти зак-ое заводнение оказывает слабое воздействие на центральные час­ти, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывает­ся низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в це­лом не может быть достаточно высоким при за­контурном заводнении. 4. Зак-ое зав-ие не позво­ляет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения изв­лечения из них нефти, выравнивания пластового Р в ра­злич­ных пластах и пропластках и т. д. 5. При зак-ом зав-ии довольно значительная часть воды, зака­чиваемой в пласт, уходит в водоносную об­ласть, находящуюся за контуром нефтеносности, не вы­тесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводне­ния нефтяных пластов вызвали дальнейшее усо­вершенствование разр-ки неф-ых мест-ий и при­вели к целесообразности ис­пользования внутрик-ого зав-ия, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки. Ис­пользование систем разр-ки с внутриконтурным раз­резанием позволило в 22,5 раза увеличить темпы разр-ки по сравнению с законтурным за­воднением, существенно улуч­шить технико-эко­номические показатели разработки.

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые приме­нять на нефтяных месторожде­ниях Татарии. Заводнение неф­тяных пластов с его разновидностями в настоящее время  глав­ный метод воздействия на нефтяные пласты с це­лью извле­чения из них нефти.

Первая проблема разработки нефтя­ных мест-ий с применением заводнения состоит в лик­ви­дации отрицательного влияния высокого отно­шения вязкостей нефти и воды, а также неньюто­новских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу. Исследования и опыт разработки привели к созданию сле­дующих направлений решения этой проблемы: 1) применению для за­качки в пласт горячей воды и водя­ного пара; 2) загущению воды полимерными добавками и дру­гими ве­ществами; 3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипластового горения.

Вторая проблема заводнения связана с прин­ципиальной не­возможностью достижения пол­ного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной про­ни­цаемости коллекторов и малых значениях пара­метра ₀. Решить проблему обеспечения пол­ного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив сме­шиваемость нефти с вытес­няющим ее веществом, либо приме­нив высоко­температурное воздействие на пласт, при кото­ром происходило бы выпаривание нефти.

Третья проблема, возник­шая в результате анализа и обобщения опыта разр-ки за­водняемых нефтяных мест-ий,проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Опыт применения заводнения показал, что реше­ние пробле­мы повышения охвата пластов можно получить путем комплекс­ного использования ме­тодов воздействия на призабойную зону добы­вающих и нагнетательных скважин, повышенных давле­ний нагнетания, эффективных средств подъема жидкости и скважин, методов регулиро­вания разработки месторождений.

35. Моделирование процессов разработки

Модель процесса разработки месторождения - эта схема о процессе извлечения нефти из недр, о характере совместного движения флюидов в пласте. Изучать движение нефти и воды в про­цессе разработки пластов можно 2 способами:

1. непосредственно в промысло­вых условиях.

2)путем моделирования изучае­мого процесса. Модель – это образ объекта исследования. Моделиро­вание – метод исследования объ­екта.

В чем необходимость моделирования:

1. объект исследо­вания не доступен непосредст­венному изу­чению;

2. объект очень сложный, много факторов;

3. нельзя проводить один и тот же экс­перимент повторно.

• Требования к модели:

• модель и объекта исследования должны совпа­дать по выбранным характеристикам;

• модель проще и доступнее объекта.

• модель должна быть практичной и удобной для исследования.

Основные этапы моделирования:

• определение цели моделирования;

• предварительное изучение объекта;

• построение модели;

• моделирование;

• сравнение результатов моделирова­ния с фактическими данными;

• совершенствование и уточнение мо­дели.

Модели для исследования фильтрации пла­стовых жидкостей могут быть разделены на типы:

• естественные физи­ческие модели;

• аналоговые модели;

• математические;

• графические и тек­стовые модели (чертежи, схемы, карты, графики, диаграммы, тексто­вые документы).

Физические модели – это лабораторные мо­дели с искусственной пористой средой или кер­нах.

Лабораторные модели трудоемки в изготов­лении и проведении экспериментов, длительны.

Но на физических экспериментах устанавли­ваются и проверяются основные законы движе­ния жидкостей в пористой среде.

Аналоговое моделирование – основано на ана­логиях законов Дарси и Ома. Наибольшее рас­пространение получила электрогидродинамиче­ская аналогия (ЭГДА), использующая аналогию между стационарной фильтрацией и расчетом электрических цепей. Суть метода: из специаль­ной электропроводной бумаги вырезают кусок, повторяющий форму пласта в плане, «подклю­чают» скважины и «задают» необходимые гр. ус­ловия

Наиболее универсальными являются математические модели фильтрационных процессов. Математические модели - система дифференциальных уравнений, описывающих изучаемый процесс, опирающихся на эксперимент и методы решения этих уравнений.

36. Смачиваемость горных пород

Смачиваемость – характеризует стремление жидкости распространяться по твердой поверхности или прилипать к ней в присутствии других несмешивающихся жидкостей. Рассмотрим пример системы вода-нефть-порода. (рис.1.). Поверхностные силы связаны уравнением вида

(5)

где σ_нп – сила поверхностного натяжения раздела нефть-порода; σ_вп – тоже - раздела нефть-вода; σ_нв - сила межфазного натяжения; θ_с – краевой угол смачивания, характеризующий смачиваемость.

Если θ_с < 90⁰, то порода лучше смачивается водой и называется гидрофильной. Если θ_с > 90⁰, то порода лучше смачивается нефтью и называется гидрофобной.

Встречаются как гидрофильные, так и гидрофобные пласты. Природа смачиваемости пласта обусловлена наличием или отсутствием в нефти полярных компонентов (асфальтенов, поверхностно-активных веществ).

1. в поровых каналах вода и нефть движутся каждая по своей системе связанных каналов.

2. эти каналы ограничены как поверхностями раздела нефти и вода, так и поверхностями раздела жидкость – твердое тело. Каналы, по которым движется нефть или вода, беспорядочно извиваются в пористой среде, диаметры их вдоль канала в каждый момент времени то увеличиваются, то сужаются.

Гидрофильная Гидрофобная Избирательно- смоченная

В процессе вытеснения нефти водой меняется геометрия каналов потока: с ростом водонасыщенности наблюдается увеличение количества водопроводящих каналов и сокращение количества нефтепроводящих каналов. Потоки ламинарные.

1. При вытеснении воды нефтью из гидрофильного пласта в конце процесса вода остается в виде тонких пленок на поверхности зернь породы.

2. Вытеснение нефти водой из гидрофильного пласта. В начале опыта связанная вода находится в виде пленки на поверхности зернь. В конце опыта остаточная нефть находится в виде изолированных глобул, которые не контактирует с поверхностью зернь породы.

3. Вытеснение нефти водой из гидрофобного пласта. Вытеснение нефти начинается с крупных пор. В конце опыта остаточная нефть находится в узких каналах, а так же в виде пленок на поверхности зернь, образующих большие каналы, заполненные водой.

КИН - это основной показатель, отражающий технологическую эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от многих факторов: геологического строения залежи; физико-химических свойств н. и вытесняющего агента; технологии и системы разработки. Различают фактический и прогнозный КИН. Фактический КИН определяется как доля извлеченной н. от вовлеченных в разработку НБЗ Qб η=Q_н/Qб где Qн - добыча н. с начала разработки, Qб ~( НБЗ на одну скв) х (число введенных скв). Прогнозный КИН рассчитывают при составлении технологических схем разработки. Обычно представляет его в виде произведения коэффициентов вытеснения Квыт и охвата пл-та разработкой: η0 (2) а в большинстве случаев в виде (3) Квыт – отношение максимально возможного объема извлеченной н. из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков. ; К1- коэффициент охвата объема пл-та разработкой или доля дренируемого объема пл-та ко всему нефтенасыщенному объему объекта. В ТатНИПИ н. его называют коэффициентом сетки и определяют по формуле К2- доля извлечения подвижных запасов н., вовлеченных в разработку, часто называют коэффициентом заводнения. . В однородных пл-тах КИН выше, чем в неоднородных пл-тах. С увеличением вязкости н. КИН уменьшается. КИН из месторождений с неньютоновскими нефтями меньше, чем из месторождений с ньютоновскими нефтями. Охлаждение пл-та приводит к снижению КИН. В г-фильном пл-те конечный коэффициент нефтеизвлечения выше, чем в г-фобном пл-те. Вытеснение пл-товой водой обеспечивает более высокий КИН, чем при вытеснении пресной водой.

37. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ, ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ ПО РНМ.

• Недра РФ согласно Конституции явля­ются общенациональным достоянием. Чтобы начать разведку на нефть и газ, и разработку месторождения необхо­димо получить на это разрешение (ли­цензию)

• Лицензия выдается Комитетом Госкомне­дра совместно с соответст­вующими управлениями субъектов РФ по согласованию Минтопэнерго РФ.

• Предприятия приобретают лицензию по конкурсу (тендору). После получения лицензии компания обя­зана утвердить запасы нефти.

Сначала составляют проект промышлен­ной разведки месторождения. Этот проект со­ставляют геологоразведочные предприятия со­вместно с НИИ по разработке нефтяных месторождений.

Цель промышленной разведки - подготовка исходных (геолого-промысловых) для подсчета запасов нефти и газа и проектирования разработки. ППР утверждает территориальным геологическим управлением, нефтедобывающей компанией, Минтопэнерго.

В ППР должны быть: - обоснованы этажи разведки;

• очередность бурения разведочных скважин;

• перечислены исходные геолого-промысл. данные для подсчета запасов нефти;

• предварительные сведения о начальной температуре и пластового давления;

• анализ результатов опробования, эксплуатации и ГдИС, физико-химических исследований нефти, газа и воды;

• обоснование пробной эксплуатации в процессе промышленной разведки;

• продолжительность, режимы и способы эксплуатации скважин;

• Вопросы техники добычи и временного обустройства скважин.

Следующий этап - подсчет запасов.

5) Документы по подсчету запасов нефти и газа.

Запасы нефти и газа определяют раздельно для каждой залежи (горизонта, участка) и по месторождению в целом с разделением Чыз, ВИЗ, ГИЗ и по категории запасов. Отдельно составляется отчет ТЭО КИН. Документы по подсчету запасов утверждаются на ТКЗ РФ или на ЦКЗ Госкомнедра.

6)В РФ принята следующая классификация запасов нефти: по категории А,В,С, С₂,С₃, Д₁,Д₂.

7) Проект пробной эксплуатации залежи (ППЭ). Основная задача при ППЭ - уточнение добывных возможностей скважин, состава и физ-хим. св-в пластовых жидкостей, эксплуатационной характеристики пластов. ППЭ является первой стадией проектирования разработки месторождения, .В ППЭ обосновывается: а) предварительная геолого-промысловая модель; б) перечень вводимых в эксплуатацию разведочных скважин; в) размещение опережающих добывающих и нагн. скважин, проектируемых к бурению а пределах контура нефтеносности с запасами категории С₁; г) комплекс ГИС для уточнения геологического строения и структурного плана, границ залежи; д) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых, лабораторных; е) ожидаемые фонд скважин, максимальные уровни добычи нефти, жидкости, закачки воды.

После проведения пробной эксплуатации составляют Тех. схему ОПР. Целью ОПР залежей или участков является промысленные испытания новой техники и новых технологии разработки, а так же ранее известных технологий в условиях данного месторождения. В ТС ОПР обосновывается: статистическая геолого- промысловая модель залежи : геометризация залежи; построение различных геологических схем, карт , профильных разрезов ; карты ФЭС пласта. 2)число проектных оценочных, добывающих, нагнетательных скважин, их размещения, порядок и последовательность бурения. 3) варианты разработки, расчет уровней добычи на период ОПР; 4) комплекс исследований по контролю и регулирование процесса разработки; 5) способы эксплуатации скважин; 6)основные требования к схеме промыслового обустройства; 7) мероприятия по охране недр и окружающей среды; 8) технико-экономические расчеты.