Газовые методы воздействия на пласт реферат

Обновлено: 05.07.2024

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. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

1. Цели применения МУН.

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 для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными .

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) .

Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи 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.

2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.

I. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

II. Газовые методы:

• закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
• воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

III. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• вытеснение нефти щелочными растворами;
• вытеснение нефти кислотами;
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• 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. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

• гидроразрыв пласта;
• горизонтальные скважины;
• электромагнитное воздействие;
• волновое воздействие на пласт;
• другие аналогичные методы.

Технологии разработки нефтяных месторождений, основанные на вытеснении нефти газами, явились результатом развития подходов к поддержанию пластового давления путем нагнетания газообразных агентов, применение которых начато в 1910-е гг.

Нагнетаемый газ, имея высокую подвижность по сравнению с водой, проникает в поровые блоки и растворяется в нефти, что приводит к восполнению запаса потенциальной энергии. Нагнетание газа при давлениях, превышающих первоначальное давление насыщения, позволяет увеличить величину потенциальной энергии по отношению к первоначальной (природной) и повысить эффективность дренирования поровых блоков. Гравитационное распределение флюидов в пласте способствует выработке кровельной части пласта, которая остается невыработанной при вытеснении нефти водой. Нагнетание газа в пласт даст наибольший эффект в низкопроницаемых пластах, поскольку обеспечивает более высокие темпы добычи нефти, чем заводнение.

Дальнейшим развитием способов добычи, основанных на нагнетании газа в пласт, явились различные модификации смешивающего вытеснения, получивших название режима газа высокого давления. Предполагалось, что при этом способе вытеснения нефтеотдача будет достигать 90-95%. Однако в промысловых условиях газ, вследствие высокой подвижности в пласте, преждевременно прорывается к добывающим скважинам, поэтому возник вопрос о поиске мер, способных стабилизировать процесс.

Эффективным средством снижения подвижности газа является предварительное нагнетание воды, а также нагнетание воды в процессе подачи газа. При этом проницаемость пород для смеси воды и газа требуется значительно меньшая, чем для воды. При нагнетании воды в сложную газонефтяную залежь для создания водяного барьера, между газом и нефтью образуется газоводяная смесь, вытесняющая способность у которой выше, чем у воды. Таким образом, водогазовое воздействие является новым самостоятельным методом повышения нефтеотдачи пласта, который имел несколько разновидностей нагнетания воды и газа: последовательное, циклическое, переменное и совместное.

Технологии газового и водогазового воздействия используются в широком диапазоне геологических условий для извлечения как легких, так и тяжелых нефтей. Предпочтительные геолого-физические условия:

• глубина - более 1.2 км;

• низкие коллекторские свойства;

• трещиноватость, кавернозность, гидрофобность коллекторов;

• низкий коэффициент вытеснения нефти водой;

• при нагнетании углеводородного газа или водогазовой смеси - высокое газосодержание.

Начинать воздействие желательно по мере формирования системы ППД. Размещать скважины при этом следует по сетке с линейной, либо радиальной симметрией для обеспечения равномерного вытеснения. Поскольку газ и водогазовая смесь подвижнее воды, использование их в качестве вытесняющего агента эффективно при редких сетках скважин и большом количестве добывающих скважин на 1 нагнетательную.

Нагнетание газа или смеси в пласт требует повышенных затрат как на обустройство нефтепромыслов, так и для закупки и транспортировки газа. Для осуществления воздействия необходимо специальное эксплуатационное оборудование, включающее:

• насосную станцию высокого давления для нагнетания жидкой фазы (при ВГВ);

• компрессорную станцию высокого давления для нагнетания промысловых углеводородных газов;

• комплекс оборудования для подготовки промыслового газа до компримирования;

• оборудование для дозированной подачи метанола с целью предотвращения гидратообразования;

• в качестве альтернативы - бустерную насосно-компрессорную установку (БНКУ).

Относительно широкое распространение метода нагнетания в пласт газа и растворителей и внимание, уделяемое ему за рубежом, объясняется преимуществами,

которыми он обладает по сравнению с другими способами разработки, например, заводнением.

Помимо углеводородных газов, растворенных в нефти, для нагнетания в пласт используются также атмосферные газы - двуокись углерода или азот.

Преимущество двуокиси углерода заключается в его лучшей растворимости по сравнению с углеводородными газами. Причем растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении двуокиси углерода в воде вязкость последней несколько увеличивается (примерно на 20-30% при массовом содержании двуокиси углерода 3-5%). Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное поверхностное натяжение между ними значительно снижается, что способствует увеличению объемов подвижной нефти. Кроме того, при растворении двуокиси углерода в нефти снижается ее вязкость, причем проявляется данный эффект тем сильнее, чем больше ее начальное значение. Таким образом, при добыче легкой нефти повышение нефтеотдачи достигается, прежде всего, за счет увеличения коэффициента вытеснения, при добыче высоковязкой нефти – в результате роста продуктивности скважин, снижения доли воды в добываемой продукции.

Природные источники двуокиси углерода отсутствуют, поэтому для его применения в качестве вытесняющего агента необходимо оборудование промысла средствами для улавливания из дымовых газов (продуктов сгорания углеводородов). Причем процесс получения дымовых газов не является безвредным для окружающей среды. Кроме того, кислород, содержащийся в двуокиси углерода, вызывает коррозию, и требует удаления из добываемой нефти. Также существует риск закупоривания пласта из-за АСПО. В этой связи в качестве альтернативы как двуокиси углерода, так и углеводородных газов рассматривается азот, не взаимодействующий с твердыми веществами, а, следовательно, и не вызывающий коррозию. Высокое содержание азота в атмосферном воздухе (75-80%) облегчает его получение, для чего используется технология криогенного разделения. Вместе с тем азот в качестве агента применим для вытеснения только легкой нефти с низкой вязкостью, поскольку, в силу меньшей химической активности, его влияние на свойства нефти незначительно.

В отечественной нефтепромысловой практике опытно-промышленное внедрение различных технологий водогазового воздействия было реализовано на Ромашкинском, Фёдоровском, Самотлорском, Советском, Вахском, Восточно-Перевальном и других месторождениях. Большинство зарубежных месторождений, на которых применялось водогазовое воздействие, расположено в Канаде и США. С начала применения метода было зафиксировано почти сто случаев промыслового применения технологий водогазового воздействия на пласт.

Смешиваемость нефти с СО2 и влияние СО2 на нефтеотдачу. Закачка двуокиси углерода2. 6. 1. Механизм действия СО2 на пластовую систему. Введение.. Вытеснение нефти сжиженными газами.. Схемы воздействия СО2 на пласт. Закачка азота или дымового газа. Список использованных источников. Вытеснение нефти обогащенным газом. ОСНОВНАЯ ЧАСТ2. 1. Газовые методы повышения нефтеотдачи. Вытеснение нефти газом… Читать ещё >

Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Содержание

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 2. ОСНОВНАЯ ЧАСТ
    • 2. 1. Газовые методы повышения нефтеотдачи
    • 2. 2. Вытеснение нефти газом высокого давления
    • 2. 3. Вытеснение нефти сжиженными газами
    • 2. 4. Вытеснение нефти обогащенным газом
    • 2. 5. Закачка азота или дымового газа
    • 2. 6. Закачка двуокиси углерода
      • 2. 6. 1. Механизм действия СО2 на пластовую систему
      • 2. 6. 2. Схемы воздействия СО2 на пласт
      • 2. 6. 3. Смешиваемость нефти с СО2 и влияние СО2 на нефтеотдачу
      • 3. 1. Результаты применяемых методов

      Среди методов увеличения нефтеотдачи выделяются газовые методы, которые уже в настоящие время нашли широкое распространение в практике нефтедобычи, в том числе и в коллектора с ухудшенными фильтрационными характеристиками. Для месторождений бывшего СССР и России, но обстоятельство имеет особое значение вследствие ухудшения структуры запасов, в частности и увеличения доли запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах, еде применение заводнения не с столь эффективно и сопровождается сравнительно кичкой степенью извлечения нефти. Кроме того, значительная доля запасов нефти сосредоточена в залежах с карбонатными коллекторами, со значительными толщинами пластов, с большими уклонами продуктивных пластов, т. е. в таких геологических условиях, которые позволяю организовать эффективное вертикальное вытеснение нефти газом.

      Газовое воздействие на пласт рекомендуется проводить при площадной системе размещения скважин. При прочих равных условиях до отключения промежуточных добывающих рядов чередующуюся закачку следует проводить при значительно меньшем соотношении С02: вода, чем при площадной системе размещения скважин. Возможно также применение створовой закачки. Чтобы предотвратить уход нагнетаемых агентов в законтурную область, нагнетание газов следует производить только во внут-риконтурные скважины. В крутозалегающих пластах нагнетательные скважины рекомендуется располагать в сводовой части пласта. В пластах с малым наклоном ( меньше 10е) газ рекомендуется нагнетать в подошвенную часть, заводненную на естественном или искусственном водонапорном режиме. Выбор плотности сетки скважин при промысловом внедрении газовых методов зависит от пластовых и особенно экономических условий. По данным американских ученых С02, в частности, можно закачивать при размещении скважин с плотностью сетки до 32 га / скв, наилучшие технологические результаты достигаются при плотности менее 16 га / скв, а средняя по США плотность сетки скважин при нагнетании С02 - 21 га / ска. [1]

      Методы газового воздействия применимы на месторождениях, пласты которых сложены любыми породами. Следует учитывать растворимость карбонатов в воде, содержащей диоксид углерода. Это может привести к увеличению неоднородности пласта. Растворимость карбонатов повышается с ростом давления, поэтому карбонаты, растворенные в призабойной зоне пласта, могут выпасть в осадок вблизи линии отбора, что может снизить продуктивность добывающих скважин. Для предотвращения этого эффекта разработку карбонатных кел-лекторов рекомендуется проводить при небольших перепадах давления. [2]

      Методы газового воздействия на пласт применимы на любой стадии разработки нефтяных месторождений. [3]

      При реализации методов газового воздействия на разбуренных месторождениях приходится перебуривать большинство нагнетательных и добывающих скважин, так как в этом случае к скважинам предъявляются повышенные требования по герметичности и давлению. При выборе месторождений предпочтительнее ограничиваться теми, на которых запроектирован газлифт, и добывающие скважины пробурены с учетом газлифтного способа эксплуатации. [4]

      При всех видах газового воздействия на пласт увеличение содержания в нагнетаемом агенте легких углеводородов С2 - С6 существенно повышает эффективность процесса. [5]

      Общий недостаток всех видов газового воздействия на пласт - малый коэффициент охвата вследствие крайне неблагоприятного соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз. Сочетание закачки в пласт газа и воды приводит к уменьшению неоднородности фильтрационного потока, во-первых, из-за более высокой вязкости воды по сравнению с газом, во-вторых, из-за образования в пласте зон трехфазной фильтрации, обладающих повышенным фильтрационным сопротивлением. С другой стороны, массообмен между газовой и нефтяной фазами, приводящий к увеличению подвижности нефтяной фазы при растворении в ней газовых компонентов, а также переход отдельных фракций нефти в газовую фазу обеспечивают повышение эффективности водогазового воздействия по сравнению с обычным заводнением. [6]

      При осуществлении второго типа газового воздействия - применении обогащенного газа, на переднем фронте вытеснения происходит осушка закачиваемого обогащенного газа за счет перехода в нефть его промежуточных компонентов. На заднем фронте вытеснения тяжелые компоненты нефти переходят в газовую фазу. [7]

      Проведенные масштабные испытания метода газового воздействия доказали, что Башнефть и Башнипинефть создали собственные высокоэффективные технологии доразработки рифовых залежей ишимбайского типа, способные значительно повысить текущую и конечную нефтеотдачу. Внедрение метода требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что приводит к значительному сроку их окупаемости. При внедрении метода необходимы надежные технологии снижения прорывов газа в добывающие скважины. Разработка и применение таких технологий представляет первостепенную задачу научных исследований для извлечения остаточных запасов нефти на указанных рифогенных месторождениях Башкортостана. [8]

      Проведенные масштабные испытания метода газового воздействия на рифогенных массивах месторождений республики показали, что газонапорный режим является эффективным методом их доразработки, позволяющим значительно повысить текущую и конечную нефтеотдачу, внедрение метода требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что приводит к длительному сроку их окупаемости, при внедрении метода необходимы надежные технологии повышения охвата пласта воздействием и снижения прорыва газа в добывающих скважинах. Разработка и применение таких технологий представляет первостепенную задачу научных исследований для извлечения остаточных запасов нефти на рифогенных месторождениях Башкортостана. [9]

      Одним из перспективных МУН является также газовое воздействие . По геологическому строению благоприятными объектами для вытеснения нефти газом, а также для создания подземных газохранилищ являются нефтяные и газовые месторождения рифо-генного типа, разрабатываемые НГДУ Ишимбай-нефть. [10]

      Во всех указанных случаях нанесение растворов или газовое воздействие должно быть равномерным. При нанесении раствора кистью, тампоном или поливкой поверхность металла должна быть предварительно смочена водой во избежание подтеков раствора. [11]

      С точки зрения добычи остаточной нефти применение газового воздействия на пласт, в большинстве случаев, следует рассматривать как метод, применяемый на поздних стадиях обычного заводнения. В некоторых случаях третичным методом может оказаться и заводнение. [12]

      Ртт является одним из главных технологических параметров при проектировании газового воздействия на пласт. [13]

      На Озеркинском и Грачевском месторождениях получены убедительные данные об эффективности газового воздействия . Прирост нефтеотдачи составляет до 6 % от первоначальной величины. На Старо-Казанковском месторождении в 1956 - 1962 гг. проведены опытно-промышленные работы по закачке воды в поднефтяную и нефтяную зону рифового массива. Из-за быстрого обводнения добывающих скважин и низкого охвата пласта заводнением нагнетание воды было прекращено и в дальнейшем разработка осуществлялась на естественном режиме истощения. [14]

      Разработана постоянно действующая математическая модель разработки нефтяных месторождений с применением заводнений путем физико-химического и газового воздействия . [15]

      Читайте также: