Презентация на тему Методы интенсификации добычи нефти

гель

ГАЗОВЫЕ
- Окисление
- Углеводороды
- Диоксид углерода
Дымовой газ

ТЕПЛОВЫЕ
- вытеснение нефти паром
-

внутрипластовое горение
горячая вода

БИОЛОГИЧЕСКИЕ

Методы МУН

методы, позволяющие повысить объем извлекаемой нефти, добываемой за счет

дренирования той части залежи, которая не охватывается разработкой при естественном режиме эксплуатации.

коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти

на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.

Текущая нефтеотдача зависит 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 месторождений, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной нефти в данный момент времени к ее начальным геологическим запасам.

связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом.

Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:

где Квыт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, Кохв. – коэффициент охвата пласта разработкой, Кзав. – коэффициент заводнения месторождения.
Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:

где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.

объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему

пласта:


где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения, Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи.
Коэффициент заводнения зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:

где К01 – коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, К02 – коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность, К03 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин, К04 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин, К05 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.

его расчета, может быть проектным и фактическим.
Фактический КИН

определяется по результатам суммарной добычи нефти в конце разработки залежи, а проектный КИН рассчитывается при составлении технологических схем и проектов разработки.
КИН изменяются по отдельным разрабатываемым месторождениям Западной Сибири от 0.10 до 0.80, (в Томской области КИН изменяется от 0.30 до 0.60). Подобное связано с различной эффективностью освоения запасов и геологическими причинами.
Сопоставление фактических значений КИН пластов с достаточно высокими проектными конечными значениями показывает, что последние являются вполне реальными и достижимыми

воздействия на пласты, заключающийся в быстром восполнении природных энергетических

ресурсов путем закачки воды в нагнетательные скважины.

полимеры, ПАВ и щелочи, но нередко химические реагенты применяются

комплексно.

и закачки вытесняющего агента
Основные характеристики метода
Малый объем дополнительно добытой

нефти на единицу массы 100 % реагента
Невысокая отпускная цена чистого реагента
Наличие сырьевой базы и источников реагента
Возможность отделения реагента от добываемой продукции
Отсутствие воздействия на качество добываемой продукции
Экономичность

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.

Вытеснение нефти паром

глубинными электро-нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель-тросе

Прогревают призабойнуо

зону в течение 3-7 суток. После прогрева электронагреватель извлекает из скважины, спускают насосно-компрессорные трубы в скважину и пускают её в работу.

теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину,

в течение определённого времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта.
Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ, IАДП-4/150 и др.), монтируемых на шасси автомобилей повышенной проходимости, и мощных паро-генераторных установок (ППГУ-4/120М, УПГ-9/120 и др.)
При воздействии на пласт паром создаются условия для глубоких фазовых, физических и физико-химических изменений содержащейся в пласте. При этом происходит снижение вязкости, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения

скважинах, где коллекторские свойства призабойной зоны ухудшены, сложены низкопроницаемыми

породами и содержат глинистые минералы. Эффективность воздействия улучшается в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью.
Вибровоздействие целесообразно осуществлять в скважинах, где намечают проведение кислотной обработки, гидравлического разрыва или обработку поверхностно-активными веществами
В основе вибровоздействия на призабойную зону лежит создание больших перепадов давления как для очистки призабойной зоны, так и для расклинивания трещин. При таких перепадах давлений получают отражённые волны, интерференция которых формирует мощные гидравлические удары, способствующие образованию сети микротрещин.

основан на использовании энергии высоконапорных вращающихся струй (не несущих

абразивных частиц), реализуемой с помощью гидромонитора.
Среднее время обработки 1 м фильтра скважины составляет 10-12 мин (50-60 циклов).
К преимуществам разработанной технологии обработки фильтра относят­ся:
1) создание активного гидромеханического воздействия рабочей жидкости на обрабатываемый объект, которое интенсифицирует процесс очистки фильтра и сокращает время обработки;
2) простота технических решений и технологических разработок, основанных на применении стандартного оборудования;
3) оптимальный подбор свойств рабочей жидкости и сочетание метода с тепловыми, кислотными и другими способами обработки;
4) возможность надежного контроля процесса очистки и оперативного регулирования режима и времени обработки фильтра, обеспечивающего высокую эффективность проводимых работ.

заключается в следующем:
1) в кровле продуктивного пласта создают

зону, разгружающую призабойную часть от действия горного давления. Эта зона может быть образована за счёт создания в кровле интервала опробования искусственной каверны с помощью гидропескоструйной перфорации;
2) записывает кавернограмму горизонта и образованной каверны;
3) при наличии разгрузочной зоны испытание производит­ся при помощи пластоиспытателя, используя максимальные депрессии и время стояния на притоке не менее 1 часа. Если приток пластовой жидкости или газа не наблюдается, следует повторить создание максимальной депрессии (без срыва пакера), т.е. по истечении заданного времени стояния на притоке сква­жину перекрывают для восстановления давления в призабойной зоне пласта.

)

Предназначается для создания в скважи­нах высокого давления, необходимого для

разрыва пласта.
ПГД-БК может применяться для работ в скважинах, заполненных жидкостью /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, продуктивный пласт которых обсажен трубами, внутренним диаметром 126 мм и более, при гидростатическом давлении от 5,0 до 40,0 МПа и температуре в зоне пласта не более 1000С.
Аппарат спускается в скважину на бронированном каротажном кабеле со скоростью 4000 м в час и устанавливается на расстоянии минимум 7 м над требуемой зоной.
После воспламенения пороха выделяется большое количество пороховых газов и давление под аппаратом начинает повышаться. В результате дальнейшего повышения давления жидкость /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, находящаяся в скважине, задавливается в пласт, что приводит его к разрыву.
Для улучшения проницаемости карбонатных коллекторов можно проводить разрыв пласта с помощью ПГД-БК с предварительным размещением против вскрытого перфорацией горизонта соляной кислоты 12-15%-ной концентрации. При этом сочетаются преимущества кислотной обработки и гидравлического разрыва пласта.

перфорации

растворения «загрязнений» в пласте коллекторе,
создания новых приточных каналов

(интервалов),
восстановление проницаемости пласта.
Кислотные обработки способствуют очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижают межфазное натяжение, разрушают агрегаты глинистого материала.
НЕДОСТАТОК – коррозия НКТ, обсадной колонны.

в высокопроницаемых пластах-коллекторах.
Задачи для низкопроницаемых коллекторов
Увеличить приток или приемистость
Улучшить

сообщаемость для флюида между скважиной и пластом.
Задачи для высокопроницаемых коллекторов
изменение притока жидкости из пласта к забою скважины на
Линейный
Билинейный
Сущность ГРП в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных и образование искусственных трещин с их закреплением пропаннтом.

разработки /неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д.
Добывающие и

нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной
Нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков
Широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта
Может применяться при комплексном воздействии на залежь или участок месторождения

под действием давления, создаваемая закачкой в пласт флюида,

порода разрывается по плоскастям минимальной прочности

с давлением трения в НКТ и непосредственно оценить Ограничение

по давлению из-за перфорационных каналов и извилистости трещины.

забойных манометров (давление and температура)
Забойное давление
Температура в районе перфораций
“Давление

ГРП”

Темп

методов интенсификации добычи нефти возникает необходимость более глубокого знания

процессов происходящих в пласте и скважине, пересмотр устоявшихся взглядов на добычу нефти, применения современной теории на практике для достижения высоких уровней добычи нефти.

ситуация, когда в отчетности компаний значительно увеличилась доля добычи

за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. В условиях не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи.

В крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент “консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи.