авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

Основы извлечения вязких недонасыщенных газом нефтей из карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на пласт

-- [ Страница 4 ] --

Подготовка модели к опытам велась согласно ОСТ-39-195-86. В образцах, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода капиллярной вытяжкой. Контроль за замещением керосина нефтью осуществлялся путем замера газосодержания в исходной нефти и в нефти, поступаемой из модели пласта: фильтрация нефти прекращалась только в том случае, если газосодержание в нефти, поступающей из модели пласта, не отличалось по величине от газосодержания в исходной нефти. При насыщении пористой среды нефтью выполнялись также рекомендации, изложенные в работах Пиякова Г.Н., Кнышенко А.Г.

Отметим, что нефть турнейского яруса Алексеевского месторождения недонасыщена газом: давление насыщения нефти газом в 2…4 раза меньше, чем пластовое давление. Поэтому при закачке в пласт попутно добываемого газа протекали процессы его растворения в нефти, что, в свою очередь, привело к изменению физических свойств как остаточной нефти, так и нефти, извлекаемой совместно с закачиваемым газом на определенном этапе после его прорыва в добывающие скважины. По характеру изменения физических параметров нефти и количеству защемленного газа в пористой среде и газа, растворенного в нефти, было определено, в каком режиме будет протекать процесс вытеснения при закачке ВГС. По результатам исследования физических параметров нефти при взаимодействии с закачиваемым газом при пластовых условиях получены динамики изменения показателей вытеснения нефти водой и довытеснения остаточной нефти водогазовой смесью, приведенные на рисунке 8.

С целью определения среднего коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью и его прироста (рисунок 9, кривая 4) в целом по залежи нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения, представленной неоднородной пористой средой с изменением проницаемости коллекторов в диапазоне от 0.010 до 0.385 мкм2, были проведены дополнительные экспериментальные исследования со средней проницаемостью образцов керна, слагающих модель пласта, равной 0.120 и 0.292 мкм2, при соотношении газа в водогазовой смеси, равном 0.375 д. ед.

Результаты исследований, представленные на рисунке 9, достаточно хорошо коррелируются с ранее проведенными экспериментальными данными по Онбийскому, Петропавловскому, Алексеевскому, Метелинскому и Югомашевскому месторождениям.

















Рисунок 8 – Изменение показателей вытеснения нефти водой и довытеснения остаточной нефти водогазовой смесью

(Rг = 0,375)


  Зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости пластов при-31

Рисунок 9

Зависимость коэффициента вытеснения нефти
от проницаемости пластов при заводнении (1), водогазовом заводнении (2, 3) и ВГВ (4)
для кизеловского горизонта Алексеевского месторождения

В четвертой главе приведено обоснование выбора эффективных геолого-технических мероприятий для регулирования отбора нефти в добывающих скважинах и закачки ВГС в нагнетательные скважины при использовании технологий водогазового воздействия.

Обоснование выбора ГТМ выполнено по результатам сравнения коэффициентов удельной эффективности и количества проведенных ГТМ на Алексеевском месторождении. Результаты анализа приведены на рисунке 10.

Показано, что при использовании ранее применяемых методов по оценке эффективности проведения того или иного вида ГТМ только по двум параметрам – дополнительной добыче нефти и стоимости обработки – можно получить некорректные сведения об эффективности внедрения мероприятия. Так, например, глубокая солянокислотная обработка обладает наибольшей удельной технологической эффективностью без учета дополнительной добычи воды, что, на первый взгляд, указывает на несомненное превосходство этого вида ГТМ над остальными. Однако при учете дополнительной добычи воды удельный коэффициент эффективности внедрения глубокого солянокислотного воздействия (ГСКВ) заметно снижается.

Также при учете возросшей доли попутно добываемой воды снижаются коэффициенты удельной эффективности
внедрения комплексного химико-депpессионного воздействия (КХДВ),

  Дополнительная добыча нефти и воды за период 2004-2008 гг. и средняя стоимость-32

Рисунок 10 – Дополнительная добыча нефти и воды за период
2004-2008 гг. и средняя стоимость проведения одной обработки

воздействия направленными силовыми волнами (АСНСВ) и электродинамического воздействия (АСТ-165), а коэффициенты вакуумно-имплозионного воздействия (ВИВ) и кислотно-имплозионного воздействия (КИВ) возрастают.

Таким образом, наиболее эффективными видами ГТМ, проведенными на Алексеевском месторождении, следует считать вакуумно-имплозионное воздействие и глубокую солянокислотную обработку. На одном уровне эффективности находятся химико-депpессионное и кислотно-имплозионное воздействия.

Показаны некоторые приемы оценки реакции добывающих скважин на закачку водогазовой смеси с целью регулирования системы воздействия. Использование технологии ВГВ позволяет совместить основное преимущество применения воды, заключающееся в близости изменения вязкостных характеристик воды и нефти, и достигаемого за счет этого высокого показателя коэффициента охвата вытеснением. Главное преимущество закачки газа, кроме снижения вязкости нефти, если качается жирный газ, состоит и в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения.

Для регулирования нестационарного заводнения в технологиях комплексного воздействия на пласт необходимо отслеживать прорывы газа в направлении реагирующих скважин (увеличение газового фактора), затем за счет перевода закачки газожидкостной смеси на другие нагнетательные скважины участка или за счет перераспределения объемов отбора жидкости по окружающим (реагирующим) скважинам изменить направление фронта вытеснения с целью увеличения охвата участка водогазовым воздействием.

Для достижения этой цели были использованы косвенные способы, указывающие на прорыв закачиваемого газа к забоям добывающих скважин, путем периодического замера (по графику) затрубного давления при отбивке динамического уровня в работающих скважинах, несомненным плюсом которых является их простота, доступность и регулярность проведения.

Регистрация серии всплесков увеличения затрубного давления манометром с дистанционной передачей данных, установленном на устьевой арматуре, может служить сигналом о прорыве закачиваемого газа в автоматическом режиме (рисунок 11).

Увеличение затрубного давления в добывающих скважинах свидетельствует о том, что закачиваемый газ уже не совершает полезной работы, и требуется изменить схему водогазового воздействия по скважинам за счет перераспределения работы скважин.

В пятой главе по результатам теоретических и экспериментальных исследований усовершенствованы технологии и технические средства для разработки неоднородных карбонатных коллекторов с использованием водогазового воздействия на пласт.

Показано, что полученные результаты теоретических и фильтрационных исследований для выбранного объекта являются лишь первым этапом проектирования водогазового воздействия на пласт. Главное в этой технологии – это выбор и обоснование технологий нефтевытеснения за счет регулирования продвижением водогазовой смеси в пластовых условиях в процессе нагнетания нефтевытесняемого агента.

По материалам, изложенным во второй, третьей, четвертой главах, суть разработанных автором комплексных технологий разработки неоднородных карбонатных коллекторов заключается в том, что все технологии состоят из отдельных элементов, которые могли бы быть и самостоятельными.

Решаемая при помощи предлагаемой технологии (патенты 2297523 и 2299979 РФ) задача и ожидаемый технологический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяных залежей за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами, при которой снижается обводненность добываемой нефти и повышается коэффициент нефтеотдачи.

  Динамики основных технологических показателей и затрубных давлений-33

Рисунок 11 – Динамики основных технологических показателей
и затрубных давлений добывающей скважины № 6312
и нагнетательной скважины № 6320

Физическая сущность предлагаемой технологии состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах.

Первый процесс заключается в закачке на первом этапе осуществления технологии в пласты водогазовой смеси оптимального состава с целью достижения максимального текущего коэффициента вытеснения нефти.

Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон и тем самым увеличивая коэффициент охвата заводнением.

Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллекторы, вытесняя из них нефть.

Четвёртый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и/или газ будут направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

В результате реализации предлагаемого способа установлен синергетический эффект повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и увеличения коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением за счет упругого режима работы пластов.

Технология осуществляется в следующей последовательности операций:

  1. Для выбранных эксплуатационных объектов залежи или участка залежи, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования при соответствующих термобарических условиях на естественных кернах и определяют оптимальный состав (или соотношение «газ – вода») водогазовой смеси, при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти, а также необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в долях объема пор или в долях объема нефти в пористой среде с последующим заводнением;
  2. Закачку водогазовой смеси оптимального состава производят в три этапа.
    На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают, и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых давлений в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси;
  3. На втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Причем в начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах, и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы: к первой относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы исключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси. Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом, равным 5…10 % от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе. Затем нагнетательные скважины останавливают, и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых давлений начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5…10 % от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе. Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50…60 % от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти;
  4. На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины в режиме нестационарного заводнения, чередуя оторочки водогазовой смеси с оторочками нагнетаемой воды.

С использованием математического моделирования процессов фильтрации многофазных флюидов в трещиновато-пористых коллекторах были просчитаны четыре варианта дальнейшей разработки залежи: продолжение эксплуатации на естественном режиме, заводнение, водогазовое воздействие только водогазовой смесью (базовое) и водогазовое воздействие по предлагаемой технологии. Результаты расчетов представлены в таблице 2. Водогазовое воздействие с оптимальным соотношением газа и воды в пластовых условиях, равном 1:3, приводит к максимальному среднему увеличению коэффициента вытеснения для залежи в целом на 11 %. Сопоставление коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением, а также коэффициента извлечения нефти по блоку 1 Алексеевского месторождения показывает, что по предлагаемой технологии коэффициент извлечения нефти на 20 % выше, чем по базовому (таблица 2).

Таблица 2 – Расчетные данные по вариантам

Варианты Расчетные коэффициенты, д. ед.
вытеснения охвата вытеснением охвата заводнением КИН
Естественный режим 0.480 0.507 0.452 0.110
Заводнение 0.480 0.507 0.699 0.170
Водогазовое воздействие по базовому 0.590 0.535 0.729 0.230
Водогазовое воздействие по предлагаемой технологии 0.590 0.551 0.768 0.250


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.