Заводнение нефтяных пластов реферат

Обновлено: 02.07.2024

Вопросу использования горизонтальных добывающих скважин в нефтедобывающих регионах мира посвящено достаточно большое количество исследований. Как правило, существующие исследования охватывают широкий спектр вопросов техники и технологии проводки горизонтальных стволов и эксплуатации скважин. На сегодняшний день существуют также весомые работы в части разработки месторождений горизонтальными скважинами.

Однако отдельные, весьма существенные аспекты разработки месторождений в части касающейся их расстановки и выбора рациональной системы и сетки разработки требуют дальнейшей проработки целого комплекса взаимосвязанных вопросов. В Азербайджане, в силу различных причин, научному, особенно экспериментальному, исследованию и промышленному использованию горизонтальных скважин не уделялось должного внимания. Однако, в силу того, что в общей структуре углеводородных запасов республики с каждым годом возрастает доля трудно извлекаемых запасов нефти, возникает необходимость в новом подходе к вопросу их разработки, для обеспечения полноты отдачи пластов. Доразработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами традиционными для Азербайджана технологиями, часто оказывается нерентабельной. Анализ показывает, что применение комбинация уже существующих вертикальных добывающих с горизонтальными нагнетательными скважинами на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами нефти позволит увеличить эффективность процесса их разработки Отмеченное возможно за счет многократного повышения охвата пласта заводнением. Исследованиями установлено, что весьма важным является порядок расстановки скважин.

Для изучения этого вопроса проведены серии лабораторных экспериментов на модели элемента пласта с пятиточечной схемой расстановки скважин, где добывающие скважины представлены вертикальными скважинами (ВС), а нагнетательные в одном случае вертикальной (ВНС), а в другом горизонтальной скважиной (ГНС).

В модели пласта с параметрами 25 х 25 х 5 см длина горизонтальной части ( ГС) равнялась 5; 10; 15; 20 и 25см. В экспериментах использованы пластовые нефть, вода и порода, отобранные из свиты ПК месторождения Балаханы-Сабунчу-Рамана. Проницаемость загруженной породой модели составила 0,4 мкм2.

Результаты экспериментов по вытеснению нефти из модели пластовой водой, закаченной через горизонтальную нагнетательную скважину показали, что даже при наименьшем значении длины ГС (5см), коэффициент нефтеотдачи модели пласта выше, чем при использовании ВС. При этом, с увеличением длины ГС увеличивается не только конечная нефтеотдача модели, но возрастает и безводная нефтеотдача.

Во второй серии экспериментов рассматривается вопрос сравнительной эффективности расположения ГС относительно кровли и подошвы пласта.

Исследованиями установлено, что при расположена ГС вблизи подошвы пласта, достигается более полное вытеснение нефти и как следствие большое значение конечного коэффициента отдачи пластов. Возможной причиной этому может быть проявления гравитационных сил, способствующих формированию фронта вытеснения нефти водой снизу вверх. При этом установлено, что снижается количество блокируемой нефти в порах малого диаметра. Отмеченное. создает благоприятные условия для большего микро охвата пористой среды рабочим вытесняющим агентом, и замедляет прорыв воды к добывающим скважинам.

Таким образом, экспериментальное исследование заводнения модели пласта, разрабатываемого пятиточечной сеткой скважин в условиях горизонтально-вертикальной системы последних показало, что:

при любом отношении длины ГНС к длине пласта безводная и конечная коэффициенты вытеснения нефти водой больше, чем при ВНГ;

Нужна помощь в написании доклада?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.

независимо от расстояния от кровли и подошвы пласта конечная нефтеотдача ГНС больше, чем в случае ВНС;

удельный расход рабочего агента и время, необходимое для вытеснения единицы объема добытой нефти при всех длинах ГНС и расстояниях от кровли пласта в случае ГНС всегда меньше, чем в случае ВНС.

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

ВведениеМетоды, направленные на увеличение коэффициента вытесненияМетоды, направленные на увеличения охвата пласта заводнением

Заводнение (закачка раствора полиакриламида)Потокоотклоняющие технологии и технологии выравнивания профиля приемистости.

Оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН

Точность замер дебита жидкости на групповых замерных устройствах (ГЗУ)Оценка обводненностиОценка дополнительной добычи нефти

Выводы Список использованной литературы

Методы химического воздействия на продуктивные пласты осуществляются на основе изучения особенностей структуры и свойств пористой среды и физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, а также процессов, протекающих на границе разделов жидкость-жидкость, жидкость-твердое тело.

В то же время методы исследования макро- и микропроцессов, протекающих между жидкостями и породой непосредственно в поровом пространстве, практически не исследованы ввиду чрезвычайно больших трудностей проведения таких исследований.

Что касается результатов промысловых испытаний, то в большинстве публикаций отмечается положительная эффективность испытуемых химических МУН. Авторами их являются, как правило, разработчики технологий, а также представители тех нефтяных компаний, которые осуществляли эти испытания. Публикации независимых экспертов по оценке эффективности химических МУН практически отсутствуют. Очевидно, те компании, которые продолжают применять химические МУН, уверены в их эффективности. Те компании, которые не применяют химические МУН, не считают нужным их применять, и потому не приглашают независимых экспертов. Те же компании, которые резко сократили или полностью отказались от применения этих методов (например, Сибнефть), очевидно, такой вывод сделали на основании собственных исследований и поэтому также не нуждаются в независимой экспертизе. ВИДЫ МУН Химические МУН, прошедшие опытно-промышленные испытания, можно подразделить на следующие группы:

методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения;методы, направленные на увеличения охвата пласта заводнением;комплексные методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения и охвата пласта заводнением

Законтурное заводнение. Заводнение пластов ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин.

С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности) (рисунок 1).

При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

— степень разведанности залежи — степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;
— предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;
— расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания.

Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания.

Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта против нагнетательных скважин и достижение равномерности перемещения водонефтяного контакта (ВНК).

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности — на расстоянии от 0 до 200−300 м. в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы. Если законтурное заводнение в стадии его широкого внедрения считалось наиболее эффективным методом поддержания пластового давления, то тщательный анализ сущности метода, в первую очередь, с геологических позиций дает основание отметить значительное число негативных сторон этого метода, которые ставят под сомнение целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей ["https://referat.bookap.info", 13].

Отрицательные стороны применения законтурного заводнения:

1. Для ряда залежей нефти, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, вторичные процессы, происходившие после формирования залежей в зоне ВНК привели к резкому ухудшению проницаемости вплоть до закупорки пор и по существу — к изоляции нефтяной залежи от законтурной области;
2. Отдельные исследователи, учитывая только гидродинамические соображения по выравниванию фронта продвижения закачиваемой воды, рекомендовали закладывать нагнетательные скважины на значительном отдалении от внешнего контура залежи (2 км. и более). Такой подход не учитывал возможность выклинивания пластов или резкого ухудшения проницаемости в зоне, расположенной до границы нефтяной залежи. В этом случае вся нагнетаемая вода, которая должна продвигаться по этому пласту устремляется в законтурную область, не совершая абсолютно никакой полезной работы;
3. Заложение нагнетательных скважин на расстоянии от внешнего контура, учитывая, что каждый из ниже залегающих продуктивных пластов будет иметь меньшую площадь по сравнению с верхним и потому контуры по отдельным пластам перемещаются в направлении свода поднятия, все больше удаляясь от нагнетательных скважин. В этой связи будет ухудшаться эффективность законтурного заводнения для нижних пластов одного и того же горизонта;
4. Исследованиями А. П. Крылова , П. М. Белаша и др. по многим крупным залежам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлено, что при расчете количества воды для поддержания пластового давления в залежах, в которых установлена хорошая связь с законтурной областью, необходимо принять расчетный коэффициент, равный 1,7, т. е. , из обычного количества нагнетаемой воды 70% направляется в законтурную область. Почти такие же огромные потери, достигающие 70% и более были определены Н. К. Праведниковым при законтурном заводнении Трехозерного месторождения в Западной Сибири;
5. При разработке крупных и очень крупных залежей нефти длиной 25−35 км. и шириной 12−15 км., с площадью нефтеносности 200 — 400 км 2 и более принимали расстояние между скважинами в рядах 400−500 м., а расстояние между рядами батарей скважин 500−600 м. После продвижения фронта нагнетаемой воды к первому внешнему ряду эксплуатационных скважин проводилось наращивание четвертой и последующих внутренних кольцевых батарей скважин с отключением внешних обводнившихся (нередко лишь частично) рядов скважин. Перенос фронта нагнетания и вынужденное поэтапное отключение батарей скважин обуславливали неполный отбор запасов и большую потерю нефти;
6. Для месторождений Западной Сибири характерны значительные площади нефтеносности, сравнительно слабая активность законтурных вод, высокие темпы отбора нефти. Поэтому законтурное заводнение характеризуется значительной потерей закачиваемых вод. Так для Мегионского и Усть-Балыкского месторождений эта потеря достигает 40% и более. Для пласта БС 2−3 Усть-Балыкского месторождения, где нагнетательные скважины удалены от зоны отбора жидкости на 1,5−2 км., потери закачиваемых вод оказались значительными;
7. К недостаткам законтурного заводнения следует отнести также сложность обустройства объектов ППД, строительство системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения.

Положительный эффект системы законтурного заводнения.

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин. Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются:

— однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;
— малая относительная вязкость нефти;
— высокая проницаемость коллектора (0,4−0,5 мкм и более);
— сравнительно однородное строение пласта;
— небольшая ширина залежи (4−5 км.).

При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта. При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 году при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в разных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. Этот вид воздействия на продуктивные пласты применяли на месторождениях, коллекторы которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3−1,0 мкм 2 .

Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1−5, 10−3 Па.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления.

Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось. Использование заводнения нефтяных пластов привела вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на забойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

Заводнение нефтяных пластов начало применяться не с самого начала развития нефтяного производства. Еще с 40-х годов прошлого века разработка нефтяных месторождений проводилась всего до 25 % истощения. Лишь изредка встречался природный напор воды, который позволял получить немного больше углеводородного сырья. Остаточные запасы отбирались при помощи вторичных методов – закачки в скважину воздуха и нагретой газо-воздушной смеси.

Заводнение нефтяных месторождений, характеристика процесса

Закачка воды в нефтяное месторождение – самый популярный процесс разработки углеводородных пластов. С помощью технологии можно достичь высокого коэффициента отбора сырья. Основная цель, которую несет в себе заводнение, – вытеснение нефтяных пластов. Популярность технологии обоснована следующим:

наличие и доступность воды;
простота сооружения инженерных коммуникаций и легкость процесса нагнетания жидкости;
способность воды проникать в насыщенные сырьем пласты;
достаточной нефтеотдачей при отделении полезного ископаемого от воды.

Методика обеспечивает высокий отбор сырья сразу по двум критериям. Первый – поддержка постоянно высокого пластового давления, второй – физическое проникновение воды в толщу нефтяных пластов. Существует несколько разновидностей технологии. Каждая из них подразумевает использование различных жидкостей, суспензий и прочих химических веществ, которые не вступают в реакцию с ископаемым. Но все подобные способы считаются третичными технологиями разработки.

Стоит понимать, что заводнение нефтяных месторождений – высокопотенциальный способ извлечения нефти, который в ближайшее время будет оставаться передовой технологией. А поиск способов улучшения данной методики – основная задача отрасли.

Законтурная технология

Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности. Расстояние берется в зависимости от следующего:

примерное расстояние между местами для подачи воды;
показатель разведывания территории добычи нефти;
отступ внешнего контура нефтеносности от внутреннего.

Если ранее такой способ считался максимально эффективным, то длительный анализ, геологические исследования показали, что есть основания предполагать о существовании массы негативных сторон.

Первое – длительное использование технологи приводит к затруднительной проницаемости нефтяных пластов. При этом может доходить даже до изоляции залежей сырья. Второе – рекомендуется сооружать нагнетательные станции на расстоянии от 2 км от месторождения. Это затрудняет подачу воды. Кроме того, специалистами отмечается и слабая активность воды за контуром нефтедобычи.

Приконтурное заводнение

Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.

Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.

Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.

Важно! Такой способ не может обеспечить быструю подачу воды в область нефтеносности. Это обусловлено малой интенсивностью. При этом отмечается высокая эффективность и стабильная производительность на длинной дистанции.

Внутриконтурное заводнение

Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.

На территории РФ используются следующие подвиды данной технологии:

барьерное заводнение;
очаговая технология;
подача воды по площади;
разрезание нефтеносного контура на отдельные блоки, где добыча проводится отдельно от остальной системы;
сводовое заводнение;
разрезание залежей природного ресурса на небольшие площадки.

Каждая технология примечательна своими особенностями. О каждой из них будет вестись разговор немного ниже. Стоит отметить, что данный способ разработки направлен на высокоэффективное поддержание и восстановление баланса в межпластовом пространстве. Закачка жидкости проводится прямо в часть месторождения, насыщенную нефтью.

Виды процесса

Заводнение считается наиболее эффективным и экономично оправданным способом разработки нефтяных месторождений. Исходя из расположения нефтедобывающих предприятий и станций нагнетания вод, можно разделить внутриконтурную технологию на несколько видов:

Сводовое. Такой способ предусматривает сооружение скважин в непосредственной близости от свода системы или же прямо на нем. Такую технологию можно комбинировать с законтурной. В свою очередь данный метод делится на:
- осевое заводнение – нагнетательные системы размещаются вдоль оси технологической структуры;
- кольцевое – ряд нагнетателей располагается так, чтобы нефтяное месторождение делилось на центральную и кольцевую плоскости;
- центральное – предполагает размещение по кольцу 4-6 скважин для подачи воды и одну центральную.
Очаговое заводнение нефтяных месторождений. Используется в роли вспомогательного мероприятия. Проводится такая операция на тех участках, где имеется негомогенное строение пласта или наблюдаются залежи песчаников в форме линзы.
Избирательное. Его применяют, когда залежи имеют резко выраженную неоднородность нефтяных пластов. Изначально бурят места вод скважины по сетке, а далее выбирают наиболее оптимальные варианты их размещения.
Площадное. Такой тип заводнения отличается рассредоточением мест нагнетания воды в залежи сырья.

Все это говорит о популярности данной технологии в нефтяной промышленности. Эффективность методики достаточно высока, но все же проводится ряд мероприятий по улучшению показателей добычи природного ресурса.

Читайте также: