Способ нестационарного извлечения нефти из пласта. Извлечение нефти из пласта


Способ нестационарного извлечения нефти из пласта

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу увеличения нефтеотдачи пласта. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта. По способу периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи. 2 ил.

 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения добычи нефти.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известен гидропоршневой способ разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [1], где с целью добычи нефти применяются электроцентробежные насосы (ЭЦН) или штанговые глубинные насосы (ШГН), работающие в стационарном режиме. Основным недостатком способа является тот факт, что его применение приводит к тому, что добыча становится нерентабельной, когда в пласте остается 60-70% от первоначальных запасов нефти. Причина здесь в том, что происходит неконтролируемый рост водонасыщенности s порового пространства нефтяного пласта в процессе его эксплуатации до величины - 30-40% [2, 3], что приводит к обводненности продукции скважин до 98-100% и дальнейшему выводу их из эксплуатационного фонда.

Известны способы депрессионного воздействия на пласт при освоении нефтяных скважин [1, 4]. Они применяются при вводе скважин в эксплуатацию [1, с.147-170] и после ремонта скважинного оборудования [4, с.135]. Изменение депрессии на пласт в этих способах используется для частичного или полного восстановления первоначальных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП), в частности абсолютной проницаемости. К недостаткам способов [1, 4] относятся не только необходимость остановки технологического процесса добычи нефти на длительное время, но и то, что их применение, несмотря на эффективную очистку ПЗП и увеличение притока добываемой жидкости к скважине, не гарантирует увеличение дебита нефти.

Верхняя граница потока добываемой жидкости зависит от уже установленного насосного оборудования, рассчитанного на оптимальную величину стационарного отбора жидкости, который осуществляется ЭЦН на частотах, обычно не превышающих 60 Гц. Нижняя граница потока выбирается из условия оказания необходимой репрессии на ПЗП и коллектор сбора. Эта граница выбирается при потребляемой мощности насоса на 30-40% ниже оптимальной, но не приводящей к срыву подачи добываемой жидкости на устье скважины [6, с.14-22].

Процесс фильтрации чаще всего носит неравновесный характер [2, 3] в том диапазоне депрессий и скоростей фильтрационных потоков, который используется на практике в процессе стационарной эксплуатации конкретной скважины. Скорость фильтрационного потока в каждой данной точке коллектора сбора определяется согласно закону Дарси действующим градиентом давления. Градиент давления растет по мере приближения от периферийной зоны коллектора к скважине. Вследствие неравновесного характера фильтрации наибольшие отклонения фазовой проницаемости нефти от равновесных значений имеют место в ПЗП, где фильтрационный поток имеет наивысшую скорость. Именно в этой зоне вода занимает значительную часть наиболее крупных поровых каналов, по которым могла бы продвигаться нефть. Здесь каналы становятся как бы чрезмерно узкими для течения нефти [2].

По мере приближения к скважине снижается величина давления. В типовых условиях давление изменяется от пластового давления Рпл до давления в забое Рзаб на 15-20 МПа. Столь существенное изменение давления приводит и к существенному изменению эффективного размера поровых каналов [7, с.51]. В ПЗП, где сила распирающего давления пластовой жидкости на стенки пор минимальна, минимальны также и размеры пор. По этой причине установившееся стационарное распределение давления в условиях неравновесной фильтрации является дополнительным фактором, отрицательно влияющим на величину дебита нефти.

Если дебит жидкости уменьшается, то уменьшается и динамический уровень Нд, а это приводит к росту давления в забое, которое приближается к пластовому Рпл. При этом происходит такое деформационное увеличение размеров пор коллекторной зоны пласта, что при изменении давления на 10 МПа оно приводит почти к двукратному увеличению проницаемости структуры поровых каналов [7].

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является нестационарный способ периодической эксплуатации горизонтальных скважин [5]. Способ основан на периодическом отключении работы насосного оборудования. При остановке скважины происходит перемещение нефти в зоны пласта, которые были заняты водой при эксплуатации скважины, т.е. происходит уменьшение конуса обводнения [1, с.63] по высоте. В конечном итоге это приводит к «изменению содержимого поровой среды, а следовательно, к изменению фазовых проницаемостей для пластовых флюидов». Способ [5] позволяет повысить накопленную добычу нефти при одновременном снижении суммарной попутной добычи пластовой воды.

Недостатком известного способа [5] является необходимость периодического отключения и запуска глубинных насосов. Продолжительность отключения оборудования здесь составляет от двух недель до одного месяца. Поэтому осуществление этого способа на практике является весьма дорогостоящим. Другим недостатком известного способа [5] является то, что, по признанию авторов работы, эффективность способа падает с каждым следующим циклом, а после десятого цикла добыча нефти заметно снижается при любом способе добычи, как стационарном, так и нестационарном.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором увеличение средней нефтеотдачи пласта происходило бы в результате периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигала бы минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, при этом осуществление способа происходило бы без остановки погружного оборудования до прекращения эксплуатации скважины, что приводило бы к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти и, соответственно, к росту нефтедобычи.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технический результат достигается тем, что предложен способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличающийся тем, что периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры перового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, при этом периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины.

Способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличается тем, что, во-первых, периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры порового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, а во-вторых, периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины. Эти два фактора приводят к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти. Результатом является рост нефтедобычи.

Процесс восстановления равновесного режима фильтрации, наиболее интенсивный вблизи и менее интенсивный на периферии, занимает конечное время, определяющее период воздействия, в течение которого происходит насыщение высокопроницаемых пор нефтью. Капиллярное равновесие в значительном объеме коллектора сохраняется. Снижение депрессии, сопровождающееся изменением характеристик порового пространства, приводит к снижению отрицательного влияния неравновесности сразу по двум причинам - снижение скорости фильтрации и расширение пор. В результате, во всем объеме коллектора сбора в это время частично или полностью восстанавливается равновесная фазовая проницаемость нефти. Это означает, что ее величина приближается к своему равновесному, то есть предельному на момент добычи, значению. Поэтому появляется возможность выхода «защемленной» нефти в высокопроницаемые поровые каналы. В то же время при пониженной депрессии процесс фильтрации происходит относительно медленно как в периферийных областях коллектора, так и в ПЗП. Дебит добываемой жидкости невелик, поэтому такой режим не выгодно поддерживать чрезмерно долго. Последующее постепенное повышение депрессии приводит к ускорению заполнения относительно крупных пор нефтью и ускорению ее течения. Однако по мере повышения депрессии в призабойном объеме постепенно формируется неравновесность, препятствующая течению нефти. Роль этой неравновесности необходимо снизить путем нового снижения депрессии.

Таким образом, описанное выше периодическое воздействие позволяет избежать заметного роста насыщенности в большом объеме коллекторной зоны, в том числе и удаленном от скважины, и обеспечить непрерывный поток нефти в коллекторе по направлению к скважине. Рост насыщенности при этом будет ощущаться по мере обеднения пласта. Очевидно, что описанный процесс отбора продукции происходит по сложному нелинейному закону.

Замена стационарного режима эксплуатации нефтедобывающих скважин на нестационарный режим с периодическим алгоритмом изменения потока добываемой жидкости с тем же насосным оборудованием в диапазоне допустимого репрессионного воздействия на коллекторную зону сбора нефти, когда периодически создаются условия для роста абсолютной и фазовой проницаемости нефти, определяет сущность предлагаемого изобретения.

ПРИМЕР ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

Апробация способа проводилась на двадцати действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение 16 месяцев. На всех скважинах достигнут положительный эффект.

В качестве примера ниже подробно излагаются результаты эксплуатации одной из скважин. Перед началом работы в нестационарном режиме скважина длительное время работала в стационарном технологическом режиме. В течение двух суток перед переводом на нестационарный режим работы скважина тестировалась в стационарном технологическом режиме. Эксплуатация скважины в выбранном нестационарном периодическом режиме осуществлялась в течение пяти месяцев и за это время усредненные по периоду воздействия гидродинамические параметры не изменялись.

Измерения гидродинамических параметров производили по отраслевым методикам. Дебит жидкости Qж измеряли с помощью автоматизированного группового замерного устройства АГЗУ-АМ-40 с относительной погрешностью измерения, не превышающей 4%. Обводненность добываемой жидкости η определяли лабораторным химико-аналитическим методом с использованием центрифугирования проб, взятых на устье скважины с помощью пробоотборника. Относительная погрешность измерения обводненности указанным способом не превышала 2%. Динамический уровень Нд измеряли с помощью эхолота «СУДОС-автомат» с относительной погрешностью менее 1%. Мощность W, подводимая к ЭЦН, измеряли с относительной ошибкой, не превышающей 1%.

На фиг.1 представлены изменения параметров добычи в стационарном технологическом режиме и четырех периодов нестационарного технологического режима в зависимости от времени. По горизонтальной оси отложено время в сутках. По вертикальной оси отложены: дебит добываемой жидкости Qж, м3/сутки, дебит нефти Qн, м3/сутки, и динамический уровень Нд, м, с масштабным коэффициентом 1/10.

На фиг.2 представлена Таблица 1, в которой приведены Qж и Qн для стационарного режима и усредненные по периоду значения тех же величин четырех периодов нестационарного режима эксплуатации скважины, в последних трех колонках приведены итоговые цифры, позволяющие оценить эффективность применения нестационарного способа эксплуатации скважины по сравнению со стационарным.

При тестировании скважины в течение двух суток параметры стационарного технологического режима оставались неизменными. Дебит жидкости составлял Qж=75 м3/сутки, а дебит нефти Qж=5,2 м3/сутки. Это соответствовало 93% обводненности продукции.

В нестационарном периодическом режиме электрическая мощность, подводимая к ЭЦН, изменялась от 64 до 31 кВт и обратно до 64 кВт. При периодическом изменении режима работы насоса дебит добываемой жидкости Qж также изменялся периодически в диапазоне от 80 до 30 м3/сутки. Эти изменения дебита и соответствующие изменения динамического уровня определяли характер физических процессов, протекающих в коллекторе сбора и ПЗП. Значение динамического уровня Нд=1300 м в стационарном режиме добычи отличается от периодически достигаемого значения Нд=650 м в нестационарном режиме, соответствующая мощность насоса W=31 кВт. Различие динамических уровней соответствует изменению давления вблизи ПЗП на 6,5 МПа. Периодические изменения давления на эту величину являлись причиной деформационных изменений размеров поровых каналов и роста проницаемости.

В нестационарном режиме дебит нефти периодически достигал своих амплитудных значений ˜40 м3/сутки, при этом обводненность добываемой продукции периодически снижалась до 30%. Поэтому среднее за период значение дебита добываемой нефти составляло 16 м3/сутки, что в 3,1 раза больше средней добычи нефти в стационарном режиме, это видно из Табл. 1, представленной на Фиг.2. Как видно из примера осуществления способа, усредненные по периоду значения Qж и Qн от периода к периоду отличаются слабо.

За пятимесячный период эксплуатации скважины в нестационарном режиме прирост добычи нефти составил 210%. Это дало 1450 тонн дополнительно добытой нефти.

Дополнительным положительным результатом осуществления данного способа являлось то, что увеличение нефтедобычи сопровождалось снижением на 20% среднего дебита жидкости Qж, как видно из Табл.1 на фиг.2. Тем самым осуществление данного способа приводило к снижению затрат в расчете на тонну добываемой нефти.

Таким образом, предложен такой способ нестационарного извлечения нефти, при котором увеличение средней нефтеотдачи пласта происходит в результате периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, причем способ осуществляют без остановки погружного оборудования до прекращения эксплуатации скважины. Применение указанного способа при эксплуатации скважин приводит к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти и, соответственно, к росту нефтедобычи. Следовательно, достигнут желаемый технический результат.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения добычи нефти. Способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличается от известных тем, что, во-первых, периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры порового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, а, во-вторых, периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины. Эти два фактора приводят к росту средней за время добыта фазовой проницаемости нефти. Результатом является рост нефтедобычи. Добыча нефти по указанному способу проводилась на двадцати действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение 16 месяцев. На всех скважинах достигнут положительный эффект. А это означает, что предлагаемый способ может быть применим на любых скважинах, в том числе старых и заводненных

Источники информации

1. Разработка нефтяных месторождений. Том 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. Под ред. Хисамутдинова Н.И. и Ибрагимова Г.З - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 206 с.

2. Бареннблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М., Недра, 1984, 211 с.

3. Ентов В.М. Теория фильтрации. //Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, с.121-128.

4. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Стрежевой: ООО «Печатник», 2002. - 279 с.

5. Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, с.58-61.

6. Максимов В.П., Семченко П.Г., Ханжин В.Т. Регулируемое управление приводом установок погружных электронасосов. //Обзорная информация. Серия «Машины и нефтяное оборудование». - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 59 с.

7. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М.: Недра, 1995. - 222 с.

8. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля и разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебн. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 223 с.

Способ нестационарного извлечения нефти из пласта с созданием депрессии на пласт скважинным погружным оборудованием, отличающийся тем, что периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования, режим работы которого выбирают в интервале от максимального дебита, определяемого потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц, и до минимального его значения, определяемого снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины, при этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%, обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи.

www.findpatent.ru

НЕФТИ, ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ ПЛАСТОВ

Поиск Лекций

ГЛАВА X

ПУТИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

 

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА

НЕФТИ, ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ ПЛАСТОВ

 

Увеличение нефтеотдачи пластов — большая и сложная про­блема, для решения которой привлекаются весь опыт и комплекс знаний, накопленные в области теории и практики разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

За многолетнюю практику эксплуатации нефтяных месторожде­ний предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. В основе их всегда лежат те или иные физические закономерности вытеснения нефти из пористых сред.

Поэтому данные физики нефтяного пласта представляют собой научную базу, на основе которой разрабатываются методы повыше­ния нефтеотдачи.

Высокой эффективности извлечения нефти из пласта можно добиться поддержанием с самого начала и до окончания эксплуата­ции залежи естественных или искусственно созданных благоприят­ных физических условий для вытеснения нефти из пород.

Как мы уже видели, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необ­ходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режимы вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности пли же в нефтяную часть залежи . Увеличить нефтеотдачу можно путем улучшения нефтевымывающих свойств нагнетаемой в пласт воды добавлением в нее моющих веществ.

В предыдущих главах также отмечалось, что значительное количество нефти остается в пласте вследствие неоднородности пород и разобщенности пластов. Отрицательное влияние литологической неоднородности естественных отложений может быть умень­шено путем соответствующей расстановки скважин на залежи, позволяющей охватить влиянием скважин, но возможности все линзы и пропластки.

Методы поддержания давления не полностью решают проблему увеличения нефтеотдачи пластов. Кроме того, на старых залежах, содержащих иногда до 60—80% первоначальных запасов нефти, не всегда можно их применить. Поэтому используют специальные методы восполнения недостающей пластовой энергии: закачку через нагнетательные скважины в нефтяную часть залежи воды или газа, которые вытесняют нефть из пласта в соседние эксплуатационные скважины. В основе этих методов извлечения остаточной нефти из старых залежей лежат теория фазовых проницаемостей и меха­низм движения нефтеводогазовых смесей в пористой среде.

Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, в также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так назы­ваемые вторичные методы добычи нефти) не дают еще возможности извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности, большая часть которых описана в предыдущих главах.

Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов осно­ваны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.

Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в не­которых легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практи­чески всю нефть. Это свойство нефтей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжижен­ных газов.

В главе III были рассмотрены явления обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде высокого давления. Это свойство газов используется для разработки методой умен мнения остаточной нефтенасыщенности путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Газ из эксплуата­ционных скважин затем вместе с конденсатом извлекается на поверх­ность.

В лабораторных условиях дали хороший результат многие дру­гие методы увеличения нефтеотдачи: нагнетание в пласт вод с до­бавками моющих средств, тепловые способы воздействия, нагнета­ние газов высокого давления и растворителей. Сейчас делаются попытки испытать эти методы на промыслах.

В лабораторных условиях изучаются также электрические, ультразвуковые и вибрационные способы воздействия на пласт и т. д.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пла­стовых жидкостей, физико-химии пласта и законов движения жидко­стей в пористой среде приведет в будущем к возникновению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных на новых физических принципах.

В качестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного пласта к нефтепромысловой практике рассмотрим далее физические основы некоторых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

 

poisk-ru.ru

извлечение нефти из пласта - это... Что такое извлечение нефти из пласта?

 извлечение нефти из пласта

Тематики

  • нефтегазовая промышленность

Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.

  • извлечение нефти и нефтепродуктов
  • извлечение обсадных труб большого диаметра

Смотреть что такое "извлечение нефти из пласта" в других словарях:

  • Гидравлический разрыв пласта — Гидроразрыв пласта (ГРП)  один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока… …   Википедия

  • Методы интенсификации добычи нефти — ► methods of stimulating production, stimulation technique Комплекс мероприятий, имеющих целью, с одной стороны, сокращение сроков разработки и эксплуатации нефтяных залежей и, с другой, наиболее полное извлечение нефти из пластов (достижение… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • кислотное заводнение — Извлечение нефти из пласта путем вытеснения её раствором кислоты [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN acid flooding …   Справочник технического переводчика

  • ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Разработка нефтяных месторождений —         (a. oil field exploitation; н. Erdollagerstattenabbau; ф. exploitation des champs de petrole, exploitation petroliere; и. explotacion de yacimientos de petroleo) комплекс работ по извлечению нефт. флюида из пласта коллектора. Добываемые… …   Геологическая энциклопедия

  • Украинская Советская Социалистическая Республика —         (Украiнська Pадянська Cоцiалiстична Pеспублiка), Украинa, расположена на Ю. З. CCCP. Пл. 603,7 тыс. км2. Hac. 51,7 млн. чел. (1989). Cтолица Kиев. B республике 25 областей, 479 сельских p нов, 434 города, 927 посёлков гор. типа.         … …   Геологическая энциклопедия

  • Биотехнологии — Биотехнология интеграция естественных и инженерных наук, позволяющая наиболее полно реализовать возможности живых организмов или их производные для создания и модификации продуктов или процессов различного назначения. Чаще всего применяется в… …   Википедия

  • Водоподготовка —         (a. water treatment; н. Wasseraufbereitung; ф. preparation de l eau, traitement de l eau; и. tratamiento del agua) стабилизация и очистка поверхностных и сточных вод от механич. примесей, соединений железа, нефти на водоочистных станциях… …   Геологическая энциклопедия

  • БУРОВЫЕ СКВАЖИНЫ — БУРОВЫЕ СКВАЖИНЫ, горные вертикальные, реже наклонные или горизонтальные выработки, имеющие круглое поперечное сечение, при значительном отношении глубины к диаметру этого сечения, и производимые с поверхности земли без доступа рабочих внутрь их …   Большая медицинская энциклопедия

  • Взрывные работы —         работы в народном хозяйстве, выполняемые воздействием Взрыва на естественные (горные породы, древесина, лёд) или искусственные (бетон, каменная и кирпичная кладка, металлы и др.) материалы с целью контролируемого их разрушения и… …   Большая советская энциклопедия

technical_translator_dictionary.academic.ru

Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов

Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной.

Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране 16-17%, в США, Канаде, 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. Еще в более широком диапазоне (30 – 90%) изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

Современные геологические запасы нефти во всех известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Исследование в области увеличения нефтеотдачи пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.

Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.

В настоящее время из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов, которые можно указать в порядке изученности и готовности к применению:

· водогазовые;

· физико-химические;

· микробиологические;

· волновые.

Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять.

Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

За многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.

Методы повышения нефтеотдачи пластов представляют собой усовершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение основных представлений теории двухфазной фильтрации.

При изучении дисциплины «Техника и технология повышения нефтеотдачи пластов» рассмотрим:

1. Разработку нефтяных месторождений с использованием заводнения.

2. Газовые методы воздействия для повышения нефтеотдачи пластов.

3. Физико-химические методы воздействия.

4. Воздействие на пласт физическими полями.

5. Механические методы воздействия.

6. Воздействие на призабойную зону скважин с целью повышения нефтеотдачи различными методами.

Рассмотрим методику принятия решения о применении методов повышения нефтеотдачи и технологической реализации процесса увеличения нефтеотдачи. Дадим оценку неопределенности и риска промышленной реализации технологии повышения нефтеотдачи. Рассмотрим вопросы охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды при реализации методов повышения нефтеотдачи.

Рекомендуем посещение: Интерактивного лесопромышленного портала FORESTEC

oilloot.ru

Добыча нефти и газа

Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной.

Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране 16-17%, в США, Канаде, 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. Еще в более широком диапазоне (30 – 90%) изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

Современные геологические запасы нефти во всех известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Исследование в области увеличения нефтеотдачи пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.

Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. Однако это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.

В настоящее время из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов, которые можно указать в порядке изученности и готовности к применению:

· водогазовые;

· физико-химические;

· микробиологические;

· волновые.

Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять.

Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

За многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.

Методы повышения нефтеотдачи пластов представляют собой усовершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение основных представлений теории двухфазной фильтрации.

При изучении дисциплины «Техника и технология повышения нефтеотдачи пластов» рассмотрим:

1. Разработку нефтяных месторождений с использованием заводнения.

2. Газовые методы воздействия для повышения нефтеотдачи пластов.

3. Физико-химические методы воздействия.

4. Воздействие на пласт физическими полями.

5. Механические методы воздействия.

6. Воздействие на призабойную зону скважин с целью повышения нефтеотдачи различными методами.

Рассмотрим методику принятия решения о применении методов повышения нефтеотдачи и технологической реализации процесса увеличения нефтеотдачи. Дадим оценку неопределенности и риска промышленной реализации технологии повышения нефтеотдачи. Рассмотрим вопросы охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды при реализации методов повышения нефтеотдачи.

Рекомендуем посещение: Интерактивного лесопромышленного портала FORESTEC

oilloot.ru

Извлечение нефти из пласта газами высокого давления

 

 

 

Реферат

Тема: Извлечение нефти из пласта газами высокого давление.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

План.

  1. ВВЕДЕНИЕ
  2. Основной отдел
    1. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ..
    1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАБОТ ПО НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА
    2. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ - КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ
  1. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  2. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Цель курсовой работы: изучить  нефтеотдачу пласта и пути ее увеличения, изучение и определение коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Извлечение нефти  из пласта газами высокого давление

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

 

Один из показателей эффективности  режима работы залежей и в целом  процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом  нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти па определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

водонапорный режим... ... ... ... . .0,5-0,8

газонапорный режим... ... ... ... ...0,1-0,4

режим растворенного газа... ... .0,05-0,3

гравитационный режим  ……. .0,1-0.2

Так как напорные режимы характеризуются высокими конечными  коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими темпами отбора нефти, то часто с самого начала разработки целесообразно изменить, естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону процесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к системе скважин, коэффициент  нефтеотдачи (нефтеизвлечения) представляют (по предложению А.П. Крылова) как произведение коэффициентов вытеснения нефти из пласта и охвата пласта разработкой:

Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной  из области пласта, занятой рабочим  агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициенты вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного, рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к  вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера  пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М.Л. Сургучева, коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т.е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Под коэффициентом охвата понимается отношение объем породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует  потери нефти по толщине и площади  пласта в зонах стягивающих рядов  добывающих скважин, разрезающих рядов  нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделеных от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80%, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Увеличение коэффициента нефтеотдачи - актуальная и важная народнохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ  РАБОТ ПО НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА

 

В нашей стране большое  развитие получили научные исследования по поискам и разведке нефтяных и  газовых месторождений, а работы по изучению нефтегазоносных толщ, направленные на повышение извлечения геологических (абсолютных) запасов  нефти, еще не достигли должного уровня.

В научно-исследовательских  институтах проведен целый ряд больших  теоретических и экспериментальных  исследований, связанных с нефтеотдачей пласта, в результате которых освещены многие вопросы механизма вытеснения нефти водой. Значительная работа проделана по изучению параметров пласта и насыщающих их жидкостей и газов в лабораторных и промысловых условиях геофизическими методами.

Однако в работах институтов еще недостаточно уделяется внимания тематике исследований по нефтепромысловой геологии. Особенно слабо в планах институтов представлена тематика по изучению нефтеотдачи пласта. Во многих институтах нет лабораторий по нефтепромысловой геологии.

В результате отставания научных  исследований фактические величины коэффициентов нефтеотдачи для разных геологических условий и различных систем разработки остаются невыясненными.

Представления о величинах  коэффициентов нефтеотдачи зачастую складываются по результатам лабораторных исследований. Однако в лабораторных опытах практически невозможно воспроизвести сложные природные условия, влияющие на процесс вытеснения нефти. Поэтому полученные в лабораторных условиях данные могут характеризовать лишь максимальную нефтеотдачу. Так, например, конечные коэффициенты нефтеотдачи, полученные в УфНЙИ по лабораторным данным при вытеснении нефти водой, по девонским пластам Туймазинского месторождения достигают 73-77%, по Шкаповскому месторождению по пласту Д - 73-77%, по пласту Д - 78-74%, по девонскому пласту Чекмагушского месторождения - 71-73%, по угленосному горизонту Арланского месторождения - 60-75%. Не говоря о высоких цифрах нефтеотдачи по Туймазинскому и Шкаповскому месторождениям, совершенно очевидным является недостижимость полученного коэффициента отдачи по Арлану, где вязкость нефти в пластовых условиях достигает 20 сантипуаз.

Завышенные величины коэффициента нефтеотдачи, получаемые в лабораторных условиях, кроме целого ряда других причин, объясняются главным образом неучетом неоднородности пластов и величины водного фактора. Степень неоднородности, включая в это понятие многослойность и расчлененность, в значительной мере влияет на величину коэффициента нефтеотдачи. При исследовании кернов зачастую прокачивают большое количество вытесняющей жидкости, нередко превышающее десять объемов порового пространства исследуемой пористой среды. На практике при разработке нефтяных пластов через нефтяную залежь проходит значительно меньшее количество воды. По пласту XVI Октябрьского района Грознефти, который разрабатывается с 1961 г., водный фактор достиг лишь 3,0. Поэтому при сопоставлении результатов лабораторных и промысловых исследований необходимо учитывать количество воды, прошедшей через пласт пли образец керна.

За последние годы по ряду пластов, находящихся в конечной стадии разработки, проведены определения  конечного коэффициента нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Весьма интересные данные получены по месторождениям Азербайджана и Чечено-Ингушской республике. Очень низкие коэффициенты нефтеотдачи получаются при разработке залежей КС: так, на Биби-Эйбате за 25 лет разработки коэффициент отдачи едва достиг 0,1; на Маштаги-Бузовнинском месторождении по горизонтам I-V он равен 0,17, по горизонтам II и III-0,30; на Калинском месторождении по горизонтам 11-12 (первое поле) коэффициент нефтеотдачи составил 0,326. Более высокие коэффициенты отдачи достигнуты при разработке ПК свиты, характеризующейся лучшими коллекторскими свойствами. Так, в Сураханах (юго-восточное поле) по ПК коэффициент нефтеотдачи составил 0,25, по ПК - 0,3; в Буховнах (центральное поле) - 0,28, в Бинагодах - 0,34, в Маштагах (южное крыло) - 0,41. Довольно значительные величины коэффициентов нефтеотдачи получены при разработке пластов с водонапорным режимом: по ПК свите Чахнагляра он составил 0,76, по горизонтам У1 я У1а балаханской свиты в Сураханах достиг 0,80. Получение высоких коэффициентов нефтеотдачи объясняется также большой плотностью разбуривания (до 1,5 га на скважину) и значительными водными факторами.

Высокие коэффициенты конечной нефтеотдачи определены (при 98% -ной обводненности) по ряду пластов месторождений Чечено-Ингушетии. Так, по пласту XIII Октябрьского месторождения коэффициент равен 79,5%, по пласту XVI-79,5%, по пласту XXII - 85%; по пласту XII Ташкалинского месторождения он составил 80,5%, по пласту XVI-79,5%; по пласту XI Старогрозненского месторождения он составил 70,5%. Как установлено исследователями указанных месторождений, наличие ярко выраженного водонапорного режима, аномально высокой температуры и высокой проницаемости (1,4-1,8 дарси), а также вытеснение нефти щелочными водами обеспечили высокую нефтеотдачу.

По другим пластам с  проницаемостью 500-1000 миллидарси (пласты XI, XX и XXI Октябрьского месторождения, пласт XIV месторождения Горы-Горской, пласт XVIII месторождения Горяче-Источненского) нефтеотдача колеблется от 68 до 53%, а по пластам I, II, XII и XIX Октябрьского месторождения, где проницаемости еще ниже (от 100 до 500 миллидарси), нефтеотдача достигает 35 - 51%.

На примере разработки этих месторождений следует отметить большое значение водного фактора  для повышения нефтеотдачи пласта. По пласту XVI Октябрьского месторождения коэффициент нефтеотдачи для безводного периода составил около 0,60, а при водном факторе 3,0 коэффициент отдачи увеличился на 0,25. Для такого увеличения понадобилось более 25 лет, причем обводненность нефти за это время достигла 99%, безводный период составил 15 лет, а водный более 25 лет.

На основании этих данных можно сделать следующие выводы.

1. Безводный период добычи  нефти для такого типа месторождений  составляет 23-35% от всего времени  эксплуатации залежи.

2. За безводный период  отбирается от 25 до 30% всех промышленных запасов нефти.

3. Увеличение водного  фактора дает значительное повышение  коэффициента нефтеотдачи.

Лабораторные данные показывают большое увеличение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения водного фактора, чем получается по геолого-промысловым данным. Эта разница, вероятно, объясняется тем, что в лабораторных экспериментах не учитывается неоднородность пласта.

Соотношение добычи нефти  в безводный и водный периоды  не может быть одинаковым для различных  геологических условий. Для пологих  структур восточной части Русской  платформы, где крупные запасы нефти  содержатся в водоплавающих частях залежей, добыча нефти в водный период будет более значительной и длительной.

Таким образом, надо выделять нефтеотдачу для безводного и водного периодов разработки, а конечные коэффициенты нефтеотдачи следует рассматривать в зависимости от величины водного фактора.

В последние годы местными институтами и производственными  организациями проведены определения  конечных коэффициентов нефтеотдачи по заводненным частям пластов ряда месторождений Русской платформы, поскольку в этих районах практически еще нет выработанных залежей. Сравнительно высокие коэффициенты нефтеотдачи получены по пласту Б2 угленосного горизонта, по месторождениям Зольный овраг коэффициент составил 0,66, Стрельный овраг - 0,60, Яблонов овраг - 0,60, Губино - 0,6. По девонским пластам Яблонового оврага коэффициент равен 0,64; по горизонту Д1Константиновского месторождения - 0,71, по горизонту Д - 0,58, по горизонту Д - 0,67; по горизонту Д Соколовогорского месторождения - 0,42 и по горизонту Д - 0,61.

stud24.ru

способ нестационарного извлечения нефти из пласта - патент РФ 2288352

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способу увеличения нефтеотдачи пласта. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта. По способу периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи. 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2288352

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения добычи нефти.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известен гидропоршневой способ разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [1], где с целью добычи нефти применяются электроцентробежные насосы (ЭЦН) или штанговые глубинные насосы (ШГН), работающие в стационарном режиме. Основным недостатком способа является тот факт, что его применение приводит к тому, что добыча становится нерентабельной, когда в пласте остается 60-70% от первоначальных запасов нефти. Причина здесь в том, что происходит неконтролируемый рост водонасыщенности s порового пространства нефтяного пласта в процессе его эксплуатации до величины - 30-40% [2, 3], что приводит к обводненности продукции скважин до 98-100% и дальнейшему выводу их из эксплуатационного фонда.

Известны способы депрессионного воздействия на пласт при освоении нефтяных скважин [1, 4]. Они применяются при вводе скважин в эксплуатацию [1, с.147-170] и после ремонта скважинного оборудования [4, с.135]. Изменение депрессии на пласт в этих способах используется для частичного или полного восстановления первоначальных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП), в частности абсолютной проницаемости. К недостаткам способов [1, 4] относятся не только необходимость остановки технологического процесса добычи нефти на длительное время, но и то, что их применение, несмотря на эффективную очистку ПЗП и увеличение притока добываемой жидкости к скважине, не гарантирует увеличение дебита нефти.

Верхняя граница потока добываемой жидкости зависит от уже установленного насосного оборудования, рассчитанного на оптимальную величину стационарного отбора жидкости, который осуществляется ЭЦН на частотах, обычно не превышающих 60 Гц. Нижняя граница потока выбирается из условия оказания необходимой репрессии на ПЗП и коллектор сбора. Эта граница выбирается при потребляемой мощности насоса на 30-40% ниже оптимальной, но не приводящей к срыву подачи добываемой жидкости на устье скважины [6, с.14-22].

Процесс фильтрации чаще всего носит неравновесный характер [2, 3] в том диапазоне депрессий и скоростей фильтрационных потоков, который используется на практике в процессе стационарной эксплуатации конкретной скважины. Скорость фильтрационного потока в каждой данной точке коллектора сбора определяется согласно закону Дарси действующим градиентом давления. Градиент давления растет по мере приближения от периферийной зоны коллектора к скважине. Вследствие неравновесного характера фильтрации наибольшие отклонения фазовой проницаемости нефти от равновесных значений имеют место в ПЗП, где фильтрационный поток имеет наивысшую скорость. Именно в этой зоне вода занимает значительную часть наиболее крупных поровых каналов, по которым могла бы продвигаться нефть. Здесь каналы становятся как бы чрезмерно узкими для течения нефти [2].

По мере приближения к скважине снижается величина давления. В типовых условиях давление изменяется от пластового давления Рпл до давления в забое Рзаб на 15-20 МПа. Столь существенное изменение давления приводит и к существенному изменению эффективного размера поровых каналов [7, с.51]. В ПЗП, где сила распирающего давления пластовой жидкости на стенки пор минимальна, минимальны также и размеры пор. По этой причине установившееся стационарное распределение давления в условиях неравновесной фильтрации является дополнительным фактором, отрицательно влияющим на величину дебита нефти.

Если дебит жидкости уменьшается, то уменьшается и динамический уровень Нд, а это приводит к росту давления в забое, которое приближается к пластовому Р пл. При этом происходит такое деформационное увеличение размеров пор коллекторной зоны пласта, что при изменении давления на 10 МПа оно приводит почти к двукратному увеличению проницаемости структуры поровых каналов [7].

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является нестационарный способ периодической эксплуатации горизонтальных скважин [5]. Способ основан на периодическом отключении работы насосного оборудования. При остановке скважины происходит перемещение нефти в зоны пласта, которые были заняты водой при эксплуатации скважины, т.е. происходит уменьшение конуса обводнения [1, с.63] по высоте. В конечном итоге это приводит к «изменению содержимого поровой среды, а следовательно, к изменению фазовых проницаемостей для пластовых флюидов». Способ [5] позволяет повысить накопленную добычу нефти при одновременном снижении суммарной попутной добычи пластовой воды.

Недостатком известного способа [5] является необходимость периодического отключения и запуска глубинных насосов. Продолжительность отключения оборудования здесь составляет от двух недель до одного месяца. Поэтому осуществление этого способа на практике является весьма дорогостоящим. Другим недостатком известного способа [5] является то, что, по признанию авторов работы, эффективность способа падает с каждым следующим циклом, а после десятого цикла добыча нефти заметно снижается при любом способе добычи, как стационарном, так и нестационарном.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором увеличение средней нефтеотдачи пласта происходило бы в результате периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигала бы минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, при этом осуществление способа происходило бы без остановки погружного оборудования до прекращения эксплуатации скважины, что приводило бы к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти и, соответственно, к росту нефтедобычи.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технический результат достигается тем, что предложен способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличающийся тем, что периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры перового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, при этом периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины.

Способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличается тем, что, во-первых, периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры порового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, а во-вторых, периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины. Эти два фактора приводят к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти. Результатом является рост нефтедобычи.

Процесс восстановления равновесного режима фильтрации, наиболее интенсивный вблизи и менее интенсивный на периферии, занимает конечное время, определяющее период воздействия, в течение которого происходит насыщение высокопроницаемых пор нефтью. Капиллярное равновесие в значительном объеме коллектора сохраняется. Снижение депрессии, сопровождающееся изменением характеристик порового пространства, приводит к снижению отрицательного влияния неравновесности сразу по двум причинам - снижение скорости фильтрации и расширение пор. В результате, во всем объеме коллектора сбора в это время частично или полностью восстанавливается равновесная фазовая проницаемость нефти. Это означает, что ее величина приближается к своему равновесному, то есть предельному на момент добычи, значению. Поэтому появляется возможность выхода «защемленной» нефти в высокопроницаемые поровые каналы. В то же время при пониженной депрессии процесс фильтрации происходит относительно медленно как в периферийных областях коллектора, так и в ПЗП. Дебит добываемой жидкости невелик, поэтому такой режим не выгодно поддерживать чрезмерно долго. Последующее постепенное повышение депрессии приводит к ускорению заполнения относительно крупных пор нефтью и ускорению ее течения. Однако по мере повышения депрессии в призабойном объеме постепенно формируется неравновесность, препятствующая течению нефти. Роль этой неравновесности необходимо снизить путем нового снижения депрессии.

Таким образом, описанное выше периодическое воздействие позволяет избежать заметного роста насыщенности в большом объеме коллекторной зоны, в том числе и удаленном от скважины, и обеспечить непрерывный поток нефти в коллекторе по направлению к скважине. Рост насыщенности при этом будет ощущаться по мере обеднения пласта. Очевидно, что описанный процесс отбора продукции происходит по сложному нелинейному закону.

Замена стационарного режима эксплуатации нефтедобывающих скважин на нестационарный режим с периодическим алгоритмом изменения потока добываемой жидкости с тем же насосным оборудованием в диапазоне допустимого репрессионного воздействия на коллекторную зону сбора нефти, когда периодически создаются условия для роста абсолютной и фазовой проницаемости нефти, определяет сущность предлагаемого изобретения.

ПРИМЕР ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

Апробация способа проводилась на двадцати действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение 16 месяцев. На всех скважинах достигнут положительный эффект.

В качестве примера ниже подробно излагаются результаты эксплуатации одной из скважин. Перед началом работы в нестационарном режиме скважина длительное время работала в стационарном технологическом режиме. В течение двух суток перед переводом на нестационарный режим работы скважина тестировалась в стационарном технологическом режиме. Эксплуатация скважины в выбранном нестационарном периодическом режиме осуществлялась в течение пяти месяцев и за это время усредненные по периоду воздействия гидродинамические параметры не изменялись.

Измерения гидродинамических параметров производили по отраслевым методикам. Дебит жидкости Qж измеряли с помощью автоматизированного группового замерного устройства АГЗУ-АМ-40 с относительной погрешностью измерения, не превышающей 4%. Обводненность добываемой жидкости определяли лабораторным химико-аналитическим методом с использованием центрифугирования проб, взятых на устье скважины с помощью пробоотборника. Относительная погрешность измерения обводненности указанным способом не превышала 2%. Динамический уровень Нд измеряли с помощью эхолота «СУДОС-автомат» с относительной погрешностью менее 1%. Мощность W, подводимая к ЭЦН, измеряли с относительной ошибкой, не превышающей 1%.

На фиг.1 представлены изменения параметров добычи в стационарном технологическом режиме и четырех периодов нестационарного технологического режима в зависимости от времени. По горизонтальной оси отложено время в сутках. По вертикальной оси отложены: дебит добываемой жидкости Qж, м3/сутки, дебит нефти Q н, м3/сутки, и динамический уровень Нд , м, с масштабным коэффициентом 1/10.

На фиг.2 представлена Таблица 1, в которой приведены Qж и Qн для стационарного режима и усредненные по периоду значения тех же величин четырех периодов нестационарного режима эксплуатации скважины, в последних трех колонках приведены итоговые цифры, позволяющие оценить эффективность применения нестационарного способа эксплуатации скважины по сравнению со стационарным.

При тестировании скважины в течение двух суток параметры стационарного технологического режима оставались неизменными. Дебит жидкости составлял Qж=75 м3/сутки, а дебит нефти Qж=5,2 м3/сутки. Это соответствовало 93% обводненности продукции.

В нестационарном периодическом режиме электрическая мощность, подводимая к ЭЦН, изменялась от 64 до 31 кВт и обратно до 64 кВт. При периодическом изменении режима работы насоса дебит добываемой жидкости Qж также изменялся периодически в диапазоне от 80 до 30 м3 /сутки. Эти изменения дебита и соответствующие изменения динамического уровня определяли характер физических процессов, протекающих в коллекторе сбора и ПЗП. Значение динамического уровня Н д=1300 м в стационарном режиме добычи отличается от периодически достигаемого значения Нд=650 м в нестационарном режиме, соответствующая мощность насоса W=31 кВт. Различие динамических уровней соответствует изменению давления вблизи ПЗП на 6,5 МПа. Периодические изменения давления на эту величину являлись причиной деформационных изменений размеров поровых каналов и роста проницаемости.

В нестационарном режиме дебит нефти периодически достигал своих амплитудных значений ˜40 м3/сутки, при этом обводненность добываемой продукции периодически снижалась до 30%. Поэтому среднее за период значение дебита добываемой нефти составляло 16 м3/сутки, что в 3,1 раза больше средней добычи нефти в стационарном режиме, это видно из Табл. 1, представленной на Фиг.2. Как видно из примера осуществления способа, усредненные по периоду значения Qж и Q н от периода к периоду отличаются слабо.

За пятимесячный период эксплуатации скважины в нестационарном режиме прирост добычи нефти составил 210%. Это дало 1450 тонн дополнительно добытой нефти.

Дополнительным положительным результатом осуществления данного способа являлось то, что увеличение нефтедобычи сопровождалось снижением на 20% среднего дебита жидкости Q ж, как видно из Табл.1 на фиг.2. Тем самым осуществление данного способа приводило к снижению затрат в расчете на тонну добываемой нефти.

Таким образом, предложен такой способ нестационарного извлечения нефти, при котором увеличение средней нефтеотдачи пласта происходит в результате периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, причем способ осуществляют без остановки погружного оборудования до прекращения эксплуатации скважины. Применение указанного способа при эксплуатации скважин приводит к росту средней за время добычи фазовой проницаемости нефти и, соответственно, к росту нефтедобычи. Следовательно, достигнут желаемый технический результат.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к способам увеличения добычи нефти. Способ нестационарного извлечения нефти из пласта, включающий нестационарное депрессионное воздействие на пласт, отличается от известных тем, что, во-первых, периодически частично или полностью восстанавливают равновесный режим фильтрации, при котором водонасыщенность в коллекторе сбора достигает минимально возможного значения, определяемого параметрами пласта, периодически снижают скорость фильтрации, увеличивают проницаемость скелетной структуры порового пространства, периодически приближают фазовую проницаемость нефти к максимально возможному на момент добычи значению, период воздействия определяют временем установления равновесного режима фильтрации, а, во-вторых, периодическое воздействие осуществляют без остановки погружного скважинного оборудования, режим работы которого выбирают от минимального дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального дебита, определяемого расчетной мощностью насоса, и до прекращения эксплуатации скважины. Эти два фактора приводят к росту средней за время добыта фазовой проницаемости нефти. Результатом является рост нефтедобычи. Добыча нефти по указанному способу проводилась на двадцати действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение 16 месяцев. На всех скважинах достигнут положительный эффект. А это означает, что предлагаемый способ может быть применим на любых скважинах, в том числе старых и заводненных

Источники информации

1. Разработка нефтяных месторождений. Том 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. Под ред. Хисамутдинова Н.И. и Ибрагимова Г.З - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 206 с.

2. Бареннблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М., Недра, 1984, 211 с.

3. Ентов В.М. Теория фильтрации. //Соросовский образовательный журнал, 1998, №2, с.121-128.

4. Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. - Стрежевой: ООО «Печатник», 2002. - 279 с.

5. Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, с.58-61.

6. Максимов В.П., Семченко П.Г., Ханжин В.Т. Регулируемое управление приводом установок погружных электронасосов. //Обзорная информация. Серия «Машины и нефтяное оборудование». - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 59 с.

7. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. - М.: Недра, 1995. - 222 с.

8. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля и разработки нефтяных и газовых месторождений. Учебн. для вузов. - М.: Недра, 1991. - 223 с.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ нестационарного извлечения нефти из пласта с созданием депрессии на пласт скважинным погружным оборудованием, отличающийся тем, что периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования, режим работы которого выбирают в интервале от максимального дебита, определяемого потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц, и до минимального его значения, определяемого снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины, при этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%, обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи.

www.freepatent.ru