Методы повышения газоотдачи пластов реферат

Обновлено: 02.07.2024

Для повышения нефтеотдачи необходимо использовать специальные технологии и планы. Ниже приведены пять основных способов, которые гарантировано повлияют на нефтеотдачу.

Оптимальная концентрация таких поверхностно-активных веществ не должна превышать 0.05 процента.

Случаются моменты, когда жидкость необходимо существенно сгустить. В этом случае помогут растворы полимеров, которые искусственно повысят вязкость, и дадут нефти равномерно двигаться к конечному пласту. В качестве таких полимеров зачастую используют полиакриламиды в доле от 0.01 до 0.05 %, либо специальные аэрированные пены, с пенообразующей концентрацией в 0.2%.

2) Закачка углекислоты. Данный способ заключается в растворении углекислоты в нефти и уменьшении её вязкость для того, чтобы получить увеличение притока к скважине. Скорость добычи нефти в этом случае увеличивается примерно в 1.5-1.7 раза. К сожалению, данный метод сложно использовать из-за его дороговизны.

3) Разогрев пласта с помощью различных теплоносителей. Идеальным вариантом в данном случае является какая-либо жидкость или пар, которые предварительно разогреваются до 400 градусов.

Как показал опыт низкая температуры способствует возникновению парафинов, смол и асфальтенов, которые довольно плохо влияют на фильтрацию. В итоге увеличивается вязкость и понижается сама скорость добычи. В случае с термообработкой вышеперечисленные вещества исчезают, а процесс фильтрации возвращается на прежний уровень.

4) Внутрипластовое горение заключаются в разжигании нефти возле зажигательной скважины. В итоге создается поток горящей нефти (сжигается в среднем от 15 до 25% пласта), который обеспечивается воздухом или газом с поверхности. Таким образом, горячая нефть перемещается к добывающим скважинам, и с легкостью извлекается на сушу. Очаг горения не должен быть менее 230 градусов, и не более 700.

5) Вытеснение с помощью растворителей. В данном случае используются такие вещества как бутан, пропан и различного рода смеси из них. При смешивании данных веществ с нефтью происходит эффект снижения вязкости, что как следствие приводит к более высокой скорости фильтрации.

Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Для повышения нефтеотдачи применяют следующие способы:

Ё закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

Ё нагнетания в пласт теплоносителя;

Ё внутрипластовое горение;

Ё вытеснение нефти растворами полимеров;

Ё закачка в пласт углекислоты.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0.01 … 0.05% придают ей вязкоупругие свойства, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Одной из важнейших характеристик пластов в современной добывающей отрасли является степень газоотдачи, поскольку от нее зависит то, насколько продуктивной окажется разработка того или иного месторождения. Выяснение коэффициента проводится как до начала разработки, чтобы выяснить целесообразность создания скважины в этом месте, так и в процессе: когда показатель падает до пределов, говорящих об истощении месторождения, работы обычно сворачивают. На коэффициент газоотдачи влияет множество факторов, начиная от особенностей пласта и заканчивая интенсивностью разработки.

Что такое газоотдача пласта?

Под этим термином понимается степень извлечения газовых запасов, которые находятся в пластах месторождения. По времени проведения и целям выделяют два типа газоотдачи: текущий и конечный. Текущие данные выясняют на определенный временной отрезок, тогда как конечную газоотдачу устанавливают перед остановкой эксплуатации скважины. Оценить показатель позволяет коэффициент газоотдачи: под этим подразумевают соотношение добытого газа к изначальному запасу, который есть в месторождении.

Его среднее значение составляет 0,85, а минимум, равный 0,5, отмечается в местах с небольшими природными резервуарами с газом, для которых также характерны нестабильные коллекторские качества и сильное избирательное движение грунтовых вод. Максимальное значение коэффициента достигает 0,9, и оно наблюдается на месторождениях со средними и малыми газовыми запасами, обладающими однородными коллекторскими свойствами.

На конечный коэффициент газоотдачи влияют такие факторы, как геологические особенности, аспекты экономического плана, особенности разработки в конкретном регионе и местности. Наиболее важные факторы:

Строение пластов месторождения.
Степень активности вод, обводненность самих пластов, где предстоит вести разработку.
Физические качества коллекторского слоя.
Размер месторождения, давление в пластах.
Число скважин и схема их расположения.
Интенсивность забора газового продукта из скважин.
Выбор технологии по ремонту и восстановлению скважин.
Технология борьбы с попаданием песка в забой, пробками, конденсатом и другими дефектами.

Коэффициент газоотдачи

Данный показатель определяется с учетом свойств коллекторского пласта и защемления залежей образовавшимся конденсатом. На него почти не влияют такие факторы, как вязкость жидкости и газа, поверхностное натяжение при большой разнице температур, давление и степень вытеснения газа жидкостью. Основное воздействие оказывают капиллярные процессы и коллекторские качества: чем выше неоднородность пластового слоя, тем ниже будет показатель коэффициента.

Если речь идет о разработке месторождений с высокой степенью истощения, то коэффициент газоотдачи обуславливается особенностью строения пластов, активности вод, географических аспектов. Особенно важным считается фактор удаленности от конечного потребителя, поскольку он влияет на давление заброса. Данные актуальны для мелких газовых месторождений, которые были расположены недалеко от потребителей. Также на коэффициент газоотдачи влияет конечное давление, которое распространяется в обводненной пластовой зоне: от этого зависит степень интенсивности извлечения продукта из пласта.

Методы повышения коэффициента

В ряде случаев, когда коэффициент слишком низок, газоотдачу можно повысить, применяя следующие способы:

Кислотная обработка. К этой категории относится ввод в скважину соляной кислоты, обработка составами с применением повышения температуры и другие методы. Чаще всего методы повышения газоотдачи пластов применимы на слоях с карбонатными породами в составе. Перед вводом состава скважину чистят от песка, грязи и бурового раствора, после чего обрабатывают призабойную область раствором соляной кислоты. Метод предусматривает работу с различными по концентрации составами; этот параметр определяется числом обработок и степенью газоотдачи. Разновидностью обработки является ввод в скважину кислоты с повышением температуры; особенно эффективен такой метод в пластах с доломитовыми и известняковыми слоями.
Гидроразрыв пласта. В этом случае в слоях делается высокопроводимая трещина, которая резко повышает дебит скважины и, соответственно, влияет на газоотдачу. Метод позволяет обеспечить приток флюида к призабойной части скважины. В качестве последнего может выступать вода, специальная жидкость, газ и другие вещества.

Также в современной добыче могут применяться такие методы повышения газоотдачи пластов, как торпедирование или отбор продукта при вакууме. В процессе работы обычно используются облегченные жидкости и растворы для тампонажа при добуривании стволов, которые нужны для расположения скважин по равномерной схеме, детального анализа состава месторождения, дренирования максимальной площади и предотвращения обводнения эксплуатационных скважин. При необходимости устроить равномерный дренаж созданного разреза требуется устранить пробки из песка и жидкости в забое, использовать специальную технику и внедрять создание кислотных, конденсатных и нефтяных ванн.

Методы, обеспечивающие рост газоотдачи на 1%, равны по значению росту нефтедобычи без лишних финансовых трат на обустройство и перевозку газа, поскольку на их применение не нужно тратить много времени и денег. Применение способов особо актуально для месторождений, где залежи не превышают по объему 10 млрд кубометров и где наблюдается низкий коэффициент газоотдачи. Также повышение актуально для тех мест, где пластовое давление очень низко, и разработка скважин в таком регионе не будет продуктивной без применения стимулирующих методов. Чаще всего для этой цели применяется гидроразрыв пласта, поскольку его применение позволяет быстро и без лишних побочных явлений усилить приток газа в скважине.

Методы увеличения нефтеотдачи пластов

В современных условиях при проектировании процесса разработки нефтяных месторождений коэффициент конечной нефтеотдачи пластов даже в условиях применения методов поддержания пластовых давлений в большинстве случаев принимают в пределах 50 — 60 %. Поэтому в последнее время значительно усилены работы по нахождению путей повышения конечной нефтеотдачи пластов.

Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

1. Закачка впласт воды, обработанной ПАВ.Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются во многих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средства, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе. Так, концентрация некоторых ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.

При закачке в пласт воды с добавкой ПАВ в нефтяном коллекторе изменяются поверхностно-молекулярные свойства полиминеральной среды — резко снижается поверхностное натяжение на границе нефти с водой или же на границе нефти с породой. Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела фаз — одна из причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами ПАВ, которые способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде и улучшают моющие свойства воды.

2. Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды.Вытеснение нефти из неоднородного коллектора может быть эффективным, если применить воду повышенной вязкости. При этом создаются условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышение конечной водоотдачи пласта. Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее хорошие результаты получили после использования гидролизованного полиакриламида (ПАА). Этот полимер сравнительно хорошо растворяется в воде и при небольших концентрациях его в воде образуются вязкие растворы.

При практическом осуществлении процесса вытеснения нефти наиболее рационально закачивать на первой стадии небольшое количество загущенной воды для создания в пласте оторочки. Далее следует закачивать обычную воду, которая проталкивает оторочку в глубь пласта.

В качестве рабочего агента повышенной вязкости можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2 — 1,0 % пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5 — 10 раз больше вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается в глубь пласта водой.

3. Закачка в пласт углекислоты.Для увеличения нефтеотдачи в пласт нагнетается углекислый газ в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Также эффективно вытеснение нефти непосредственно водными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО₂, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхностного натяжения на границе с водой.

4. Нагнетание в пласт теплоносителя.В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используют горячую воду и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения пластовой нефти и скелета пласта.

Для более рационального использования тепла русскими учеными на основе теоретических и лабораторных исследований предложена следующая схема процесса нагнетания в пласт теплоносителя. Вначале в пласт в течение определенного времени нагнетают горячий агент. После образования в пласте нагретой зоны значительных размеров прекращают нагнетать горячий агент и начинают нагнетать холодный. При поступлении в нагретую зону холодный агент нагревается (т. е. превращается в теплоноситель) и во время дальнейшего движения прогревает более удаленные участки пласта. Пористая среда (порода-коллектор) действует как теплообменник с большой поверхностью теплообмена. По мере остывания первоначально нагретого участка пласта некоторая часть тепла постепенно возвращается обратно в пласт. Таким образом, тепло, аккумулированное в пласте (а также частично в окружающих его породах), реализуется для нагревания рабочего агента непосредственно в пластовых условиях.

5. Внутрипластовое горение.При этом методе после зажигания тем или иным способом нефти у забоя зажигательной (нагнетательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

6. Вытеснение нефти из пласта растворителями.Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, пропан-бутановая смесь, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определенном давлении какого-либо из этих компонентов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезают границы раздела между вытесняющей и вытесняемой средами, ослабляется прилипание нефти к стенкам пор.

Повышение газоотдачи газовых пластов достигается за счет режимных мероприятий и прежде всего своевременной изоляцией прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто путем доведения пластового давления до минимально возможного — отбор газа из скважин под вакуумом.

Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных месторождениях может быть достигнуто путем поддержания пластового давления, т. е. закачкой сухого газа в разрабатываемый пласт.

Помимо сокращения сроков разработки, необходимо также добиваться наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов. Для повышения нефтеотдачи пласта существуют следующие методы:

• закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• закачка в пласт углекислоты;

• нагнетание в пласт теплоносителя;

• вытеснение нефти из пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде", для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.

При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т. е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01. 0,05% придают ей вязкоупругие свойства.

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2. 1% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5. 10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти.

Метод внутрипластового горения (рис. 7.11) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом.

Рис. 7.11. Схема внутрипластового очага горения:

1-нагнетательная (зажигательная) скважина; 2-глубинный нагнетатель; 3-выгоревшая часть пласта; 4-очаг горения; 5-обрабатываемая часть пласта (движение нефти, газов, паров воды);

Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ

МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1

Освоение морских нефтяных и газовых месторождений коренным образом отличается от разведки и разработки их на суше. Большая сложность и специфические особенности проведения этих работ в море обусловливаются окружающей средой, инженерно-геологическими изысканиями, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, медико-биологическими проблемами, вызванными необходимостью производства работ под водой, технологией и организацией строительства и эксплуатации объектов в море, обслуживанием работ и т.п.

Особенностью континентального шельфа нашей страны является то, что 75 % акваторий расположено в северных и арктических районах, которые продолжительное время покрыты льдами, а это создает дополнительные трудности для промышленного освоения. Окружающая среда характеризуется гидрометеорологическими факторами, определяющими условия проведения работ в море, возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов и технических средств. Основные из этих факторов: температурные условия, ветер, волнения, течения, уровень воды, ледовый покров морей, химический состав воды и др. Учет этих факторов дает возможность оценить их влияние на экономические показатели поисково-разведочных работ и морской добычи нефти и газа. Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. При проектировании фундаментов нефтепромысловых сооружений особое внимание уделяют полноте и качеству инженерно-геологических изысканий грунтов на месте и в лабораториях. Достоверность и полнота данных в значительной мере определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

Самые большие проблемы в морских акваториях Арктики связаны со льдами и глубинами моря. В зависимости от направления и силы ветра, глубины моря и морских течений, рельефа местности и свойств льда ледовая обстановка непрерывно изменяется и ее трудно прогнозировать.

С увеличением глубин моря резко возрастает стоимость разработки месторождений. На глубине 30 м стоимость разработки в 3 раза выше, чем на суше, на глубине 60 м - в 6 раз и на глубине 300 м - в 12 раз.

Проблемой пока являются прокладка и особенно обследование и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. Эксплуатация морских технических средств и в основном техники для подводных методов разработки требует обеспечения безопасного ведения подводно-технических работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих средств и гидротехнических сооружений.

Разведка и разработка морских нефтяных и газовых месторождений – сложные в техническом отношении операции, весьма дорогостоящие и связанные со значительным риском. Основные проблемы при освоении этих месторождений - проблемы техники и технологии производства этих работ

Читайте также: