Методи заводнення пластів

Вступ

Методи хімічного впливу на продуктивні пласти здійснюються на основі вивчення особливостей структури і властивостей пористого середовища та фізико-хімічних властивостей їх нагодував рідин, а також процесів, що протікають на кордоні розділів рідина-рідина, рідина-тверде тіло.

В той же час методи дослідження макро-і мікропроцеси, що протікають між рідинами і породою безпосередньо в поровое просторі, практично не досліджені з огляду на надзвичайно великих труднощів проведення таких досліджень.

Вся інформація про процеси, що відбуваються при фільтрації багатофазних рідин крізь пористі середовища, виходить в основному при вивченні властивостей рідин в вільному обсязі і тих змін, які вони зазнають при фільтрації через моделі пористих середовищ (Р. Х. Муслімом, С. Н. Головко, Т. А. Захарченко, Н. Л. Захарченко. «Застосування ЯМР в нафтовій геології». Казань, 1998, стор.39). Ця інформація використовується в різних математичних моделях, що описують процеси витіснення нафти водою з добавками хімреагентів. Отримані різні результати лабораторних досліджень, часто суперечать один одному. Таким чином, немає єдиної думки з найважливіших питань фізики і фізікохіміі витіснення нафти з пористих середовищ (Ш. К. Гіматудінов. «Фізика нафтового та газового пласта. »М., Недра, 1971, стр.241).

Що стосується результатів промислових випробувань, то в більшості публікацій відзначається позитивна ефективність досліджуваних хімічних МУН. Авторами їх є, як правило, розробники технологій, а також представники тих нафтових компаній, які здійснювали ці випробування. Публікації незалежних експертів з оцінки ефективності хімічних МУН практично відсутні. Очевидно, ті компанії, які продовжують застосовувати хімічні МУН, впевнені в їх ефективності. Ті компанії, які не застосовують хімічні МУН, не вважають за потрібне їх застосовувати, і тому не запрошують незалежних експертів. Ті ж компанії, які різко скоротили або повністю відмовилися від застосування цих методів (наприклад, Сибнефть), очевидно, такий висновок зробили на підставі власних досліджень і тому також не мають потреби в незалежній експертизі.

ВИДИ МУН

Хімічні МУН, що пройшли дослідно-промислові випробування, можна підрозділити на наступні групи:

· методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення;

· методи, спрямовані на збільшення охоплення пласта заводненню;

· комплексні методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення і охоплення пласта заводненню

Методи, спрямовані на збільшення коефіцієнта витіснення

Коефіцієнт витіснення нафти - відношення обсягу нафти, витисненою яких-небудь агентом з зразка породи або моделі шару до повного насичення цим агентом одержуваної продукції, до початкового обсягу нафти, що міститься у зразку породи або моделі пласта (Л. Е. Ленченкова «Підвищення нефтеотдачи пластів фізико-хімічними методами », М., Недра, 1998, стор.12).

Збільшення коефіцієнта витіснення досягається за рахунок змішуваність нафти і витісняють агента (вуглекислий газ, газ високого тиску, розчинники), зниження міжфазної натягу та підвищення смачіваемості пласта водою (поверхнево-активні речовини, луги). (М. Л. сургучем. «Вторинні і третинні методи збільшення нефтеотдачи пластів. »М., Недра, 1985).

Коефіцієнт нафтовіддачі можна представити у вигляді добутку:

До = Квит * кохве,

Де Квит - коефіцієнт витіснення, кохве - коефіцієнт охоплення пласта заводненню.

Коефіцієнт охоплення пласта заводненню неоднорідного шару залежить від параметра:

мо = (Кв/мв)/(кн/мн),

де кв и кн - фазові проникності відповідно для води і нафти,

мв та багато інших - в'язкість відповідно води і нафти.

Чим більше параметр мо, тим менше коефіцієнт охоплення пласта заводненню.

При збільшення коефіцієнта витіснення нафти водою збільшується водонасиченому пласта. Відповідно до кривими фазової проникності зі збільшенням водонасиченому збільшується фазова проникність для води, а, отже, і параметр мо. В результаті зменшується коефіцієнт охоплення пласта заводненню.

Таким чином, збільшення коефіцієнта витіснення повинно вести до збільшення нефтетдачі .. У той же час зменшується коефіцієнт охоплення пласта заводненню, що веде до зменшення нафтовіддачі. Тобто, застосування агентів, що збільшують коефіцієнт витіснення, роблять два протилежних ефекту. Тому всі промислові експерименти із застосування методів, що збільшують коефіцієнт витіснення, не дали однозначної чіткого результату.

Методи, спрямовані на збільшення охоплення пласта заводненню

Ці методи, у свою чергу, можна підрозділити на наступні групи:

· що підвищують в'язкість витісняючої агента (полімери, міцелярно розчини);

· знижують в'язкість і збільшують обсяг нафти (вуглекислий газ, пара, гаряча вода, внутріпластовое горіння);

· потокоотклоняющіе технології та вирівнювання профілю прийомистості.

заводненню (закачування розчину поліакриламіду)

Основне властивість полімеру полягає в загущенні води. Тобто розчин полімеру володіє більш високою в'язкістю, ніж звичайна вода. Це призводить до зменшення співвідношення в'язкості нафти і робочого агента, тобто параметра мо. і скорочення умов прориву води в наслідок вязкостной нестійкості. Розчини полімеру впливають також на поводження фазових проникності.

В роботі М. Л. Сургучева (ріс.50, стор.166) наведено криві відносних проникність для води і розчину полімеру (0,05). З малюнка випливає, що відносна проникність для розчину менше, ніж для води. Це веде до додаткового зниження параметра мо. В результаті збільшується охоплення пласта заводненню і в цілому НАФТОВІДДАЧІ пласта.

В роботі В. І. Селякова і В. В. Кадет «перколяційні моделі процесів переносу в мікронеоднородних середовищах »(М., Недра, 1995 р.) показано (крива n = 1/2 рис. 19а, стор.64), що відносна проникність вязкопластічних рідин вище по порівнянні з водою.

Те є поведінка відносних проникності у різних авторів різне.

Полімерні розчини володіють також вязкопластічнимі властивостями, або так званими неньютоновскімі властивостями, тобто мають початковим градієнтом зсуву. У неоднорідних середовищах це веде до того, що частина пір менше певного розміру, буде відключена з фільтрації за одних і тих же тисках нагнітання. А це означає зниження охоплення пласта заводненню. У цілому зазначені фактори знижують прийомистість нагнітальних свердловин.

Для підтримання досягнутих темпів розробки потрібне підвищення тиску нагнітання. Однак підвищення тиску нагнітання може вести до створення тріщин або розшарування пласта, що буде зводити нанівець позитивні результати розчинів полімеру.

Таким чином, викладене також свідчить про неоднозначність ефективності полімерного заводнення.

Полімерна заводненню пройшло широкі промислові випробування. Про їх результати буде зазначено нижче.

Потокоотклоняющіе технології та технології вирівнювання профілю прийомистості.

Таке підрозділ носить умовний характер. У технологіях вирівнювання профілю прийомистості реагент закачується в обсязі 5 - 40 м3 на 1 м товщини пласта, а в потокоотклоняющіх технологіях - значно більше.

До потокоотклоняющім технологій відносять закачування реагентів, що знижують проникність окремих високопроніцаемих промитих пропластков.

До них відносяться закачування суспензійний розчинів; реагентів, що утворюють в шарі опади у результаті хімічної взаємодії закачується реагенту з пластовими флюїдами, перш за все з водою, або взаємодії між реагентами закачується композиції; композиції, що утворюють у шарі гель або емульсії.

Вважається, що структура реагентів така, що вони проникають в найбільш проникні пропласткі пласта, знижуючи їх проникність. Це призводить до перерозподілу потоків рідини в шарі в менш проникні пропласткі і тим самим знижують ступінь неоднорідності пласта. Тому ці методи отримали найменування потокоотклоняющіх або вирівнювання профілю прийомистості (віддачі при обмеженні видобутку попутної води).

При лабораторних дослідженнях при прокачуванні реагентів через модель пласта спостерігається зниження витрат рідини. Те ж саме відбувається, як правило, при закачування реагентів у свердловини, що свідчить про те, що закачується реагенти або мають підвищену в'язкість, або відбувається кольматації пласта.

Тому закачування реагентів в нагнітальні свердловини проводиться при підвищених тисках. При цьому може відбуватися розкриття тріщин або розшарування пласта. Після закачування реагентів нагнітальні свердловини підключаються до діючої системи ППД, де підтримується той же тиск, що і до закачування реагентів.

Питається, чому до закачування реагентів нізкопроніцаемие пласти не брали воду, а після закачування реагенту почали приймати при тих же тисках закачування?

Оцінка фактичного приросту коефіцієнта нафтовіддачі пластів за рахунок застосування МУН

Одним з найбільш важливих моментів є оцінка фактичного приросту коефіцієнта нафтовіддачі пластів за рахунок застосування МУН.

В початок проведення промислових випробувань оцінку приросту коефіцієнта нафтовіддачі намагалися здійснити шляхом порівняння технологічних показників розробки дослідних і контрольних ділянок. При цьому контрольний ділянка повинна бути ідентичний досвідченому, як з геолого-фізичними властивостями, так і за умовами розробки. Витримати ж ідентичність досвідченого і контрольного ділянок по всіх показниками не вдається майже ніколи.

В зв'язку з цим для оцінки технологічної ефективності використовують статистичні методи прогнозування показників розробки і кінцевою нафтовіддачі. У як статистичних методів використовуються характеристики витіснення, представляють емпіричні залежності між значеннями відбору нафти, води і рідини. За отриманими залежностей проводиться прогноз видобутку нафти, рідини і води за базовим варіантом, тобто без застосування МУН.

В Відповідно до «Методичних керівництвом з оцінки технологічної ефективності застосування методів збільшення нефтеотдачи »(С. А. Жданов, А. Т. Горбунов та ін «РД 153 - 39.1-004-96.» М.: РМНТК НАФТОВІДДАЧІ, 1996. - 87 с.) За приріст коефіцієнта нафтовіддачі приймається додаткова видобуток нафти, отримується як різниця між фактичною видобутком нафти і прогнозної (розрахункової), яка визначається за характеристиками витіснення.

Точність оцінки технологічної ефективності за характеристиками витіснення залежить від дотримання технології розробки об'єкта після застосування методу, яка повинна бути такою ж, як і до застосування, а також від тривалості періоду, на який проводиться екстраполяція (М. Л. сургуч, стор.140). Також на точність визначення додаткової видобутку нафти впливає точність виміру дебіту рідини свердловин і визначення їх обводнення продукції.

Точність замір дебіту рідини на групових Замірні пристроях (ГЗУ)

В даний час. Якщо ГЗУ оснащений турбінним об'ємним лічильником, то на його показання впливають наявність рідкої фази по всьому перерізу потоку, величина в'язкості, якість сепарації газу, наявність пінної структури в вимірюваної продукції, що пов'язано з інерційністю турбіни. До того ж турбінний витратомір має високу похибку вимірювання при коливанні в процесі вимірювання в'язкості і щільності рідини. Чим нижче дебіт свердловини, тим менше точність вимірювання. Нижня межа вимірювання дебіту - не менше 5 м3/сут.

Якщо вимірювальний вузол представлений тахометричні масовим лічильником камерного типу, то похибка виміру становить від 7 до 23%, в середньому близько 18%. Крім того, виявлено, що

· лічильник непрацездатний за наявності АСПО і зважених механічних частинок в заміряємо рідини;

· відсутність вимірів при 100% обводнення або близькою до 100%;

· відсутність вимірів на свердловинах з високов'язкої рідиною.

Оцінка обводнення

Обводненість продукції свердловин визначається в лабораторії по пробах рідини, що відбираються з гирла свердловин. Точність визначення ± 2%. Крім того, відомо, що надходження води і нафти на гирлі свердловин носить пульсуючий характер, у зв'язку з чим спостерігаються коливання в значеннях обводнення протягом короткого періоду часу.

В статті Н. В. Єгорової та А. М. Болонківа ( «Про точність визначення обводнення продукції свердловин на родовищі Узень », НТС« Розробка нафтових і газових родовищ »Казахська Гнип. Изд. ВНІІОЕНГ, вип. 3, 1993) зазначається, що для забезпечення середньомісячної обводнення свердловин з похибкою ± 2% необхідно відібрати 15 проб із свердловин, що експлуатуються ШГН, і 234 - з газліфтних свердловин.

Згідно ж РД 153 - 39.0-109-01 «Методичні вказівки по комплексуванню і етапності виконання геофізичних, гідродинамічних і геохімічних досліджень нафтових і нафтогазових родовищ »для визначення середньої обводнення за місяць слід відбирати одну пробу на тиждень або 4 -5 проби на місяць.

Усереднення значень водосодержанія проб продукції на промислах проводиться по різному.

Відомо, що видобуток нафти за місяць, визначена на основі вимірів дебітом рідини по свердловинах і обводнення їх продукції, відрізняється від обсягу нафти, що знаходяться в товарних парках. У зв'язку з цим вносяться уточнення в показники видобутку нафти по свердловинах, які відображаються в експлуатаційних картках. При цьому загальноприйнята методика уточнення видобутку нафти по свердловинах, яка дотримувалися б з місяця в місяць, відсутня.

Таким чином, точність визначення дебіту рідини і обводнення продукції свердловин в принципі невідома.

Оцінка додаткової видобутку нафти

З літературних джерел (наприклад, М. М. Хасанов, Т. А. Ісмагілов, В. П. Мангазея, А. Е. Растрогін, І. С. Кольчугин, І. С. Тян (ВАТ «ЮКОС», ЮганскНІПІнефть) «Застосування зшитих полімерно-гелевих складів для підвищення ефектив ності нафтовіддачі пластів ». Доповідь на всеросійському нараді в квітні 2000 р.) відомо, що при застосуванні потокотклоняющіх технологій або вирівнювання профілю прийомистості на деяких ділянках з великим числом нагнітальних свердловин (10 і більше) спостерігалося зниження обводнення до 15%, що взагалі значно.

Однак в опублікованих статтях наводиться динаміка закачування води і відбору рідини в цілому по ділянці, а не по свердловинах. Швидше за все, відбувся перерозподіл закачування води по свердловинах, що веде до гідродинамічного ефекту, якого можна домогтися за рахунок нестаціонарного заводнення. Теж відбувається і при закачування реагентів в окремі осередкові нагнітальні свердловини, на роботу яких впливають сусідні ділянки.

В цілому по переважній кількості ділянок поточне зниження обводнення після застосування методу складає не більше 1 - 2% (наприклад, І. М. Файзуллин, С. А. Яковлєв, В. Т. Владимиров, І. В. Владимиров, М. Ш. Каюмов «Аналіз ефективності методів збільшення нефтеотдачи пластів на поклади горизонту Д1 Абдрахмановской площі ». НТЖ «нафтопромислове справа», М., ВАТ «ВНІІОНГ»).

Також додаткова видобуток зростає, якщо відбувається відключення окремих найбільш обводнених свердловин. У такому випадку визначати додаткову видобуток нафти характеристиці витіснення надалі не можна, тому що статистичні залежно припускають збереження режиму експлуатації, в тому числі і кількості свердловин.

В Насправді ж додаткова видобуток нафти продовжує рахуватися, іноді з прийняттям нової характеристиці витіснення, що припускає в багатьох випадках високу ефективність. Використовувати статистичні залежності можна тільки в протягом максимум одного року.

Розглядаючи динаміку додаткової видобутку нафти, можна відзначити, що за великим числом ділянок додаткова видобуток по місяцях значно коливається, аж до від'ємних значень. При цьому негативні значення приймаються за нульову додаткову здобич. Тобто додаткова видобуток завищується.

Ні один метод не має сто відсоткову успішність. За неуспішним впливів додаткова видобуток приймається рівною нулю, хоча насправді по більшості з них має місце отріцательная видобуток нафти. Тому в цілому по всім методам ефективність завищена.

Далі, з усіх публікацій та обговорень на семінарах, нарадах і конференціях з застосування МУН наголошується, що додаткова видобуток нафти має місце в протягом лише певного терміну, що, взагалі кажучи, незрозуміло.

Не зрозуміло, як визначається термін дії методу?

Після закінчення терміну дії методу видобуток нафти триває. Тоді слід продовжувати стежити за базової видобутком нафти, адже може трапитися так, що після закінчення дії методу поточна фактичний видобуток нафти може виявитися нижче базової, а, отже, після якогось часу фактична накопичена видобуток нафти і базова накопичена видобуток нафти зрівняються. У цьому випадку ніякого приросту коефіцієнта нафтовіддачі не буде.

Таким чином, оцінка ефективності МУН тільки за характеристиками витіснення недостатня надійна. У зв'язку з цим Л. Е. Ленченкова зазначає, що «... Використання характеристик витіснення з продуктивних пластів для прогнозування показників розробки без МУН слід вважати мірою вимушеною. »

Висновки

На підставі викладеного можна зробити наступні висновки:

· теоретичні передумови застосування хімічних методів не повністю враховують властивості неоднорідних пластів;

· точність промислової інформації така, що не дозволяє однозначно оцінити ефективність застосування хімічних методів;

· всі аналізи ефективності застосування хімічних методів здійснюють автори технологій за участю тих, хто впроваджує ці методи. Не надається достатньо увагу дотриманню умов проведення експерименту.

· для підвищення надійності оцінки ефективності застосування хімічних методів необхідно розширити обсяги їх застосування з дотриманням умов проведення експерименту, підвищити точність визначення дебіту свердловин по рідини вмісту води в продукції.

· для оцінки ефективності застосування хімічних МУН слід залучати незалежних експертів.

Список літератури

1. Юрчук А. М. Істомін А.3. Розрахунки у видобутку нафти. Москва. Недра, 1979 р.

2. Середа Н.Г. Сахаров В. А. Супутник нафтовика і газовика. Москва. Недра, 1986г.

3. Акульшин А. И. Експлуатація нафтових і газових свердловин. Москва. Недра, 1989г.

4. Бухаленко Є.І. Довідник нафтопромислового обладнання. Москва. Недра, 1992р.

5. Щурів В.І. Технологія і техніка видобутку нафти. Москва. Недра, 1983р.

6. Шматов В.Р. та ін Економіка, організація і планування виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості. Москва. Недра, 1989

7. Методичні вказівки. Тюм.ГНГУ. 1999 р

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://revolution.allbest.ru