Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов
Физические основы добычи нефти. Природные и техногенные факторы, влияющие на полноту нефтеизвлечения. Технологии повышения гидродинамической связи скважины с пластом и повышения нефтеотдачи пластов. Физико-химические, газовые, вибросейсмические методы.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | учебное пособие |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 22.01.2014 |
| Размер файла | 4,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов
Учебное пособие
Н.И. Слюсарев
Санкт-Петербург 2003
УДК 622.276.4 (075.80)
ББК 33.361
Изложены основные принципы и методические подходы к выбору технологий и систем разработки в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта нефтяных залежей. Освещены вопросы теории создания управляемых экологически чистых внутрипластовых процессов, связанных с изменением фазового состояния флюидов и физико-химических свойств пластов, с целью интенсификации добычи и полноты извлечения нефти из недр. Описаны методы повышения нефтеотдачи с учетом специфики стадий разработки месторождений.
Учебное пособие предназначено для студентов специальности 09060 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений" и может быть полезно для студентов специальности 090800 "Бурение нефтяных и газовых скважин".
Рецензенты: кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений Октябрьского филиала УГНУ (Башкортостан), проф. Ю.М. Парийский (ВИТР).
Слюсарев Н.И.
С 498. Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов: Учеб. пособие / Н.И. Слюсарев. Государственное образовательное учреждение высшего про-фессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный институт. СПб, 2003. 78 с.
ISBN 5-94211-211-8
Санкт-Петербургский горный институт им. Г.В. Плеханова, 2003 г.
Содержание
Введение
1. Физические основы добычи нефти
2. Природные и техногенные факторы, влияющие на полноту нефтеизвлечения
2.1 Факторы, влияющие на нефтеотдачу коллекторов
2.2 Факторы, отрицательно влияющие на приток нефти
3. Технологические методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом
3.1 Фильтрационные свойства пласта
3.2 Химические методы воздействия
3.3. Физические методы
3.3.1 Воздействие физическими полями упругих колебаний
3.3.2 Воздействие на ПЗП тепловыми полями
3.3.3 Применение углеводородных растворителей
3.3.4 Термогазохимические методы воздействия на ПЗП
3.3.5 Ионно-плазменное воздействие на ПЗП
3.4 Технологии механических воздействий на ПЗП
4. Технологии повышения нефтеотдачи пластов
4.1 Физико-химические основы применения нефтевытесняющих агентов
4.2 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи
4.3 Физико-химические методы.
4.3.1 Технология вытеснения нефти растворами ПАВ
4.3.2 Вытеснение нефти щелочными и кислотными растворами
4.4 Формирование в пласте водоизолирующих и потокоотклоняющих
систем
4.4.1 Технологии на основе отходов лесопромышленного комплекса
4.4.2 Технологии на основе растворимых полимеров и биополимеров
4.4.3 Технология на основе композиций силиката натрия
4.5 Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов
4.6 Вибросейсмическое воздействие на пласт
4.7 Газовые методы поддержания пластового давления и повышения
нефтеотдачи
4.8 Система разработки с размещением горизонтальных стволов скважин
Библиографический список
Введение
Проблема полноты выработки открытых запасов углеводородного сырья остается одной из наиболее актуальных во всех нефтегазодобывающих странах мира, в том числе и в России.
Последние три десятилетия характеризуются направленным ухудшением качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности России вследствие значительной выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки с высокой степенью обводненности нефтяного пласта, а также вовлечения в эксплуатацию открытых месторождений с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ). По состоянию на 2001 г более 69 % отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами, причем их доля в балансе разведанных запасов постоянно растет. Первостепенное значение поэтому приобретает довыработка запасов месторождений с высокой обводненностью, вступивших в позднюю стадию разработки, в которых сосредоточены миллиарды тонн остаточных запасов нефти.
Проблема полноты извлечения нефти из недр ставится в качестве одной из первоочередных задач повышения рентабельности разработки и рационального использования природных ресурсов нефтяных месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Снижение доли безвозвратных потерь в залежах особенно актуально на истощенных, находящихся длительное время в эксплуатации месторождениях. Поиск и реализация новых методов повышения нефтеотдачи пластов является одним из важнейших направлений развития нефтедобывающей отрасли. Для обозначения всего комплекса технологий, используемых для увеличения нефтеотдачи из пластов сверх той, которая соответствует отбору нефти только в режиме на истощение, в последние годы применяют единый термин - метод повышения нефтеотдачи (EOR - enhanced oil recovery). Лучшим методом можно признать тот, который обеспечивает наиболее полное использование всех природных и искусственно вводимых в пласт энергетических и других ресурсов, включая физико-химические возможности технологических процессов, материальные и людские затраты.
Решение важнейшей проблемы повышения эффективности разработки вновь вводимых и доразработки длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений возможно только при широком промышленном использовании искусственных методов управления процессами воздействия на природные залежи углеводородов.
нефтеотдача нефтеизвлечение технология
1. Физические основы добычи нефти
Практически каждая нефтяная залежь обладает запасами природной пластовой энергии. Источником пластовой энергии являются энергия напора (положения) пластовой (контурной, подошвенной) воды и нефти; энергия упругой деформации жидкости (воды и нефти) и скелета породы и энергия расширения растворенного в нефти газа.
Пластовая энергия в процессе искусственного снижения пластового давления (депрессии) расходуется на преодоление сил вязкого трения при движении жидкости в пласте, гравитационных и капиллярных сил сопротивления. Нефть и газ могут перемещаться в пласте в результате проявления как одного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно. Движение нефти в пласте может осуществляться и за счет искусственной энергии нагнетаемой в пласт воды, газа и различных растворов при создании определенной репрессии - разности давления между нагнетаемым флюидом и пластовым.
Вследствие сложности процессов в пласте, отражающих как физико-химические, техногенные и гидродинамические факторы, так и напряженно-деформированное состояние коллектора, распространение получили комплексные методы воздействия на пласт.
Физическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов базируется на основе следующих принципиальных направлений воздействия:
восполнение природной пластовой энергии, снижение вязкости флюидов и гидродинамических сопротивлений их течения;
управление и регулирование направления фильтрационных потоков.
При плоскорадиальном ламинарном течении приток однофазной жидкости в скважину описывается уравнением Дюпюи
,
где h - мощность пласта; k - проницаемость пласта; - динамическая вязкость жидкости; Rк - радиус контура питания; rпр - приведенный радиус контура; рпл и рз - пластовое и забойное давление соответственно.
Анализ уравнения показывает, что повышение или поддержание пластового давления (восполнение пластовой энергии), снижение динамической вязкости жидкости и фильтрационных сопротивлений (повышение проницаемости) является необходимым условием интенификации разработки нефтяных месторождений.
Забойное давление также является функцией управления притоком жидкости, но оно оказывает влияние, в основном, на реакции призабойной зоны.
Основой проектирования процессов повышения нефтеотдачи пластов является анализ факторов и механизма взаимодействия природных и техногенных явлений, влияющих на полноту извлечения нефти из коллекторов.
2. Природные и техногенные факторы, влияющие на полноту нефтеизвлечения
физику пласта характеризуют природные факторы: источники пластовой энергии, естественные режимы работы залежей, фазовая проницаемость коллектора, нефтенасыщенность, характер смачиваемости пород коллектора, реологические свойства флюидов, распределение размера пор и другие параметры, характеризующие фильтрационные сопротивления в пласте.
Техногенные факторы, снижающие нефтеотдачу, обусловлены бурением скважин, их освоением и эксплуатацией, ремонтными работами.
2.1 Факторы, влияющие на нефтеотдачу коллекторов
К основным факторам, осложняющим разработку залежей и снижающих нефтеотдачу, относят следующие:
неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи;
литологию, гранулометрический состав слагающих пород;
соотношение фильтрующихся в пласте фаз;
гравитационное разделение фаз.
Неоднородные пласты во многих случаях могут существенно отличаться по продуктивности, обводненности и плотности нефтеносности. В неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, трудно обеспечить охват воздействием вследствие того, что в активную разработку будут включаться только высокопроницаемые слои. Неоднородность пласта по проницаемости при вытеснении нефти водой приводит к образованию так называемых языков обводенности, которые, обходя участки пласта с низкой проницаемостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, существенно выше остаточной.
Породы-коллекторы содержат от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных породах глины часто являются цементирующим веществом и могут покрывать стенки пор.
При контакте с водой, минерализация которой отличается от пластовой, вследствие гидратации глинистых минералов их объем может увеличиваться в 8-10 раз по сравнению с первоначальным, что приводит к блокированию ранее проницаемых каналов. Одновременно с набуханием происходит и диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристаллические частицы. Дисперсные частицы могут перемещаться с жидкостью, пока не встретят поры с меньшими размерами, где они осаждаются, блокируя поровые каналы и создавая так называемый клапанный эффект.
При извлечении нефти в пластовых условиях проявляются силы, оказывающие потоку сопротивление (силы трения). Как правило, они пропорциональны скорости движения. Силы трения возрастают при увеличении вязкости нефти, которая в пластовых условиях повышается в процессе разработки по мере падения пластового давления вследствие того, что из нее выделяется растворенный газ.
Одна из основных причин неполного извлечения нефти из недр - действие капиллярных сил на контакте нефть - вытесняющая жидкость. В гидрофобной породе капиллярные силы препятствуют продвижению мениска, поэтому контакт нефть - вода более подвижен в порах большого диаметра, при этом нефть защемляется в порах малого диаметра. В гидрофильной породе наблюдается обратное явление: за счет капиллярных сил контакт нефть - вода с большей скоростью перемещается в порах малого диаметра, а нефть защемляется в крупных порах.
Различное фазовое состояние флюидов в пласте также влияет на полноту извлечения нефти из недр. Известно, что если пористая среда насыщена двумя несмешивающимися жидкостям, то при предельной остаточной насыщенности одной из них ее фазовая проницаемость равна нулю. Это объясняется тем, что остаточная жидкость разбивается в поровых каналах на отдельные капли, которые в равновесных условиях изолированы и неподвижны. Объемное содержание остаточной жидкости в порах может быть довольно высоким. Это явление определяет остаточную нефтенасыщенность обводненных пластов. На величину и структуру остаточной нефти влияют рост содержания полимерных компонентов (смол и асфальтенов), снижение газосодержания, повышение вязкости нефти, которые в общей сложности приводят к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы и доли пленочной нефти, а также изменению структурно-механических свойств нефти в сторону упрочнения.
До начала разработки газ, нефть и пластовая вода находятся в статическом равновесии и распределены в соответствии с их плотностью. В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания градиента давления, особенно высокого в призабойной зоне добывающих скважин. При превышении градиентом давления определенного уровня может наступить прорыв воды в скважину, что способствует образованию конуса и перекрытию зон фильтрации нефти к скважине, так как вода подвижнее нефти. Конусообразование приводит к большим потерям в недрах извлекаемых запасов.
2.2 Факторы, отрицательно влияющие на приток нефти
Промышленное освоение нефтяных месторождений берет начало со скважины, сооруженной Эдвином Дрейком в 1859 г. в Пенсильвании (США). И по сей день скважина является основным сооружением гидродинамической связи, доступным для исследования характеристик флюидов, параметров пласта, и служит для извлечения нефти из недр на дневную поверхность.
При плоскорадиальной фильтрации жидкости в продуктивном пласте по мере приближения к скважине поверхность фильтрации уменьшается, а скорость возрастает, вследствие чего увеличивается фильтрационное сопротивление. Фильтрационное сопротивление, существенно снижающее приток, обусловливается несовершенством скважин по характеру и степени вскрытия пласта. Известно, что скважина гидродинамически совершенна, если вскрыт пласт полностью и ствол скважины обнажен для притока жидкости по всей его поверхности. В нефтепромысловой практике это достигается редко, в основном, в плотных трещинно-карбонатных коллекторах. Как правило, продуктивный пласт перекрывают фильтром или эксплуатационной колонной с последующей перфорацией. В гидродинамически несовершенных скважинах создаются дополнительные фильтрационные сопротивления. Дебиты скважин в этом случае зависят еще и от способа создания перфорационных каналов.
В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию скважин и до стадии истощения возможно нарушение по тем или иным причинам гидродинамической связи пласта со скважиной, что уменьшает не только продуктивность, но и нефтеотдачу пласта.
В процессе строительства и эксплуатации скважин в нефтяном пласте, прилегающем непосредственно к скважине, формируется призабойная зона пласта (ПЗП) с измененными (ухудшенными) фильтрационными свойствами. В этой зоне теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. К сожалению, избежать ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП в процессе вскрытия залежи широко распространенными методами бурения при компрессионной системе гидродинамического давления промывочная жидкость - продуктивный пласт невозможно. Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическим и термохимическими процессами. Фильтраты промывочных растворов вытесняют нефть и газ, первоначально находившиеся в околоскважинной области. При внедрении фильтрата промывочной жидкости уменьшается действие поверхностных сил, что способствует перемещению частиц твердой фазы. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в поры возрастает. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут застревать в местах сужения и пережимов пор. Ухудшение проницаемости пород во время бурения может привести к полной изоляции скважины от пласта. Поэтому нередки случаи, когда приток нефти отсутствует даже в коллекторах с достаточно хорошими фильтрационными свойствами. Радикально изменить ситуацию можно только отказавшись от традиционной технологии бурения.
На этапе вскрытия пласта перфорацией его фильтрационные свойства в области, прилегающей к перфорационному каналу, также изменяются, особенно если вскрытие производят при репрессии на пласт. Закупорка капиллярных каналов, составляющих поровое пространство пласта, наиболее интенсивна, если порода гидрофобна, а радиус глобул воды превышает радиус капилляра (эффект Жаменя).
При освоении скважин в процессе вызова притока развивается процесс вытеснения нефтью фильтрата из ПЗП. В низкопроницаемых коллекторах вытеснение фильтрата и прорыв нефти происходит по наиболее крупным порам, при этом часть фильтрата блокируется в других зонах его проникновения. В высокопроницаемых коллекторах часть крупных каналов и пор могут блокироваться еще на стадии бурения и перфорации. При обратном вытеснении нефть притекает в скважину по мелким и средним порам, а более крупные поры остаются блокированными фильтратом.
При эксплуатации скважин начинают действовать факторы, ухудшающие фильтрационные характеристики ПЗП. Их можно разделить на три категории: гидромеханические, термохимические (структурно-реологические) и биологические.
К первой категории относятся механизмы взаимодействия нефти с пластовой водой. При эксплуатации в добывающую скважину притекает пластовая вода, из которой в депрессионной зоне может выделяться часть растворенных солей. Эти соли отлагаются в порах, уменьшая их проходимость.
Диспергированные глинистые частицы привносятся в ПЗП флюидом по поровым каналам и по мере приближения к скважине их концентрация в жидкости возрастает. При превышении граничной концентрации глинистых частиц жидкость приобретает структуру коллоидно-дисперсных систем (КДС), состоящих из дисперсной среды (жидкости) и дисперсной фазы (коллоидных частиц). Образующиеся КДС обладают свойствами неньютоновских жидкостей со структурной вязкостью, которая в несколько раз превышает первоначальную вязкость дисперсной среды. Как правило, структурированная КДС образуется в зонах пониженной проницаемости, создавая дополнительные барьеры притоку флюидов в скважину. В ПЗП могут возникать участки с частично или полностью прекратившейся фильтрацией.
Термохимические механизмы ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП обусловлены физико-химическими свойствами нефти, пластовых вод, пород коллектора и граничных слоев. Они зависят как от геологических факторов, так и от чисто техногенных: изменения температуры и давления в пласте, химической активности растворов вытеснения и т.д.
Углеводороды состоят из фракций с различным молекулярно-массовым распределением, при котором молекулярная масса полимеров может достигать 5104 и более. При уменьшении температуры наблюдается ряд фазовых переходов углеводородов, соответствующих конденсации отдельных фракций. Парафин и другие высокомолекулярные фракции конденсируются в виде игольчатых тел, напоминающих кристаллы, что приводит к образованию сетчатой структуры и изменению реологического поведения нефти, связанного с резким ростом вязкости. Свойства нефти начинают соответствовать реологической модели с большим временем сдвиговой релаксации. Течения таких сред не наблюдается, если создаваемые напряжения не превышают предельного напряжения сдвига. В случае, когда градиент пластовых давлений становится недостаточным для вытеснения нефти, поступление углеводородов из пласта в скважину прекращается.
Биологические механизмы ухудшения условий фильтрации нефти обусловлены развитием микрофлоры, питающейся нефтью, что приводит к сужению каналов. Видоизменение бактерий сырых нефтей успешно используется геохимиками для изучения происхождения нефти, ее перемещения и накопления.
Анализ причин и факторов, влияющих на полноту извлечения нефти из недр, позволил установить, что их основу составляют техногенные процессы. Поэтому выбор технологий с учетом конкретных геологических условий и физико-механических параметров пласта и пластовых флюидов, взаимодействия этих характеристик и техногенных процессов приобретают все большую актуальность при решении задачи повышения эффективности и полноты извлечения углеводородов из недр.
3. Технологические методы повышения гидродинамической связи скважины с пластом
3.1. Фильтрационные свойства пласта
Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр зависит от технологических процессов, протекающих в ПЗП с момента вскрытия пласта бурением и до завершения разработки месторождения. Призабойная зона - это область сопряжения пласта и скважины. Ее фильтрационные характеристики (гидропроводность, пьезопроводность) обусловлены как природными свойствами (параметрами) коллектора, так и техногенными процессами. Поэтому как при вскрытии продуктивного пласта, так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять, восстанавливать или повышать естественную проницаемость ПЗП.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Оценка размеров ПЗП может быть проведена на основании закона Дарси и принятого для описания течения флюидов в ней уравнения Дюпюи. В этом случае распределение давления вокруг работающей скважины соответствует логарифмическому закону. В однородном пласте приток жидкости обусловлен создаваемой депрессией
р = рпл - рз.
При изменении коллекторских свойств пласта в призабойной зоне для сохранения притока необходимо создать иную по величине разность давления. При снижении проницаемости ПЗП для поддержания того же по величине притока q необходима дополнительная затрата пластовой энергии: > рз и > р, а при повышении проницаемости ПЗП по сравнению с проницаемостью пласта заданный приток q обеспечивается при меньших значениях депрессии: > рз и > р.
После завершения работ в скважине (установки обсадной колонны, перфорации и освоения) проводят гидродинамические исследования и вновь оценивают гидропроводимость . Отношение
характеризует изменение гидропроводимости ПЗП.
Изменение фильтрационных свойств ПЗП после вызова притока, освоения и выхода на режим можно оценить по результатам гидродинамических исследований по коэффициенту гидродинамического совершенства скважины:
,
где - радиус скважины по долоту; - приведенный радиус скважины.
Существенную информацию о ПЗП можно получить по скин-эффекту. Основное понятие скин-эффекта (скин-фактора) было введено в 1953 г. ван Эвердингеном и Херстом. По их определению, скин-фактор характеризуется разностью давлений при установившемся режиме фильтрации вокруг скважины, призабойная зона которой имеет проницаемость, не соответствующую проницаемости удаленной зоны пласта. В настоящее время под скин-фактором понимается численное значение безразмерной величины S со знаком плюс или минус, характеризующее соответственно улучшение или ухудшение проницаемости в ПЗП или степень ее ухудшения или улучшения. Скин-фактор, равный нулю, характеризует отсутствие дополнительных потерь давления, т.е. однородность по проницаемости пласта и ПЗП.
Дополнительные потери давления в ПЗП могут определяться по кривым восстановления давления. Несовершенство скважины и изменение проницаемости в ПЗП сказывается только на начальных участках кривых восстановления давления, практически в течение 1 ч (3600 с) после закрытия скважины. Количественно влияние скин-эффекта определяется введением в уравнение пьезопроводности величины, которая после преобразований приводится к виду
,
где i - угол наклона касательной к оси lnt, ; - вязкость флюида; b - объемный коэффициент нефтеотдачи; - пьезопроводность пласта, , мкм2; т - пористость породы; * - ее упругоемкость.
Дополнительные потери в ПЗП, обусловленные скин-эффектом, pдоп = 0,87Si.
Фактический коэффициент продуктивности скважины оценивают по отношению дебита и депрессии
.
Если из фактической депрессии вычесть дополнительные потери давления, то получится идеальный коэффициент продуктивности скважины:
.
Относительная продуктивность скважины
.
Эта величина характеризует степень загрязнения ПЗП, и по ней оценивают как необходимость проведения работ по интенсификации добычи нефти, так и эффективность применяемых методов воздействия.
В зависимости от способов интенсификации притока нефти основные технологические методы повышения продуктивности скважин можно классифицировать как химические, физические и механические. Комплексное сочетание указанных методов наиболее полно проявляется в распространенном термогазохимическом воздействии. Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин. В последние годы повсеместно стало применяться комплексное сочетание различных методов.
3.2 Химические методы воздействия
К этой группе методов относятся технологии очистки кислотными растворами непосредственно ПЗП и зон большего радиуса. Основным реагентом является соляная кислота. Один объем воды при 0 С растворяет около 500 объемов НСl с выделением 72,8 кДж/моль теплоты. В кислотные растворы вводят различные присадки: ингибиторы коррозии, замедлители реакции, смешанные составы кислот и поверхностно-активных веществ. Все технологические варианты кислотной обработки: простая, селективная, с вибрацией, кислотная ванна, обработка под давлением, пенокислотная, кислотоструйная, термокислотная и др. - применяются для воздействия на ПЗП с целью увеличения проницаемости, очистки забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корки, кальциевых отложений пластовых вод, смолистых веществ, продуктов коррозии. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Кислотный раствор эффективно действует на карбонат кальция и магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды, вследствие чего в призабойной зоне расширяются поры, микротрещины и трещины в карбонатсодержащих породах коллектора. Известно, что 1 м3 раствора НСl растворяет 220 кг известняка, при этом образуется 245 кг СаСl2, 0,040 м3 Н2О и 49 м3 СО2. Истощенный (прореагировавший) кислотный раствор представляет собой раствор 20-процентного СаСl2.
Поверхностно-активный кислотный раствор повышает эффективность кислотной обработки, так как дает возможность кислоте проникать в тонкие каналы продуктивного пласта. Такой вид обработки изменяет также смачиваемость пород коллектора, удаляя нефть с поверхности породы и обеспечивая хороший контакт между кислотой и породой.
Пенокислотная обработка (ПКО) применяется при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В ПЗП вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. Кислотная пена, обладая повышенной вязкостью при плотности 400-700 кг/м3, обеспечивает охват воздействием всей продуктивной толщи пласта. Растворение карбонатного материала замедляется, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт и увеличивает проницаемость удаленных от скважин зон.
Для удаления тонких частиц глины, отделившихся от пласта или бурового раствора и удерживающихся в дисперсном состоянии в ПЗП, применяются глинокислоты - варианты кислотных растворов НСl и НFe в сочетании с органическими кислотами. Плавиковая фтористо-водородная кислота НF - это бесцветный газ с острым запахом, который вызывает трудноизлечимые ожоги, раздражающе действует на глаза и дыхательные пути, поэтому с раствором НF необходимо работать в защитном снаряжении. Известно, что 1 м3 3-процентной НF и 12-процентной НСl растворяет 60 кг глинозема и 650 кг СаСО3. При обработке песчаников с повышенным содержанием кремния (50-80 % SiO2) образуется большое количество четырехфтористого кремния SiF4. Этот растворимый газ может порождать в дальнейшем новые реакции. Для снижения коррозионной активности НСl + НF в смесь добавляют муравьиную кислоту НСООН.
Кислотоструйная обработка ПЗП способствует механическому разрушению горной породы струей большого напора через сопла, при этом одновременно стенки скважины очищаются от цементной и глинистой корки.
При кислотной обработке вибрацией раствор закачивается через вибратор, установленный в башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ). Вибрации, усиленные колебаниями столба жидкости в кольцевом канале, создают в продуктивном пласте сеть микротрещин, в которые проникает кислотный раствор, повышая эффективность и глубину обработки.
Термокислотная обработка состоит в комбинированном тепловом и химическом воздействии на ПЗП и применяется для удаления асфальтосмолистых, парафиновых, солевых и других отложений. теплота, которая выделяется при химической реакции 15-процентного раствора НСl с едким натром (NaOH), магнием или алюминием, расплавляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины. Для обработки скважины труба со щелевидными пазами заполняется стружками (кусочками) магния (алюминия) и закрепляется под башмаком НКТ в интервале перфорации скважины, затем в НКТ закачивают раствор НСl. В результате реакции 1 кг едкого натра с НСl выделяется 2868 кДж теплоты. Реакция НСl с алюминием генерирует 18924 кДж теплоты на 1 кг алюминия, но при этом образуются хлопья гидроксида алюминия Аl(ОН)3, которые могут забивать поры и проточные каналы в продуктивном пласте. При реагировании НСl с 1 кг магния выделяется 19259 кДж теплоты, а образующийся хлоридный магний МgCl2 хорошо растворяется в воде.
Важным критерием, учитываемым при проектировании операций по стимулированию скважин химическими методами, является литологический состав и физические параметры отложений, подлежащих отработке. Только после исследования в лабораторных условиях керна или боковых проб, отобранных из пластов, в которых предполагается обработка в контакте с рекомендуемыми растворами, и получения удовлетворительных результатов приступают к проектированию собственно операции по стимулированию: выбирают технологию работ, устанавливают необходимые объемы рабочих реагентов, давление и дебиты закачки, гидравлическую мощность, а также рассчитывают коэффициент продуктивности или приемистости при различных вариантах обработки и, соответственно, экономическую эффективность технологии. Для выбора оптимального варианта применяют математические модели и комплексные программы, реализуемые на ЭВМ.
3.3 Физические методы
Основу физических методов повышения продуктивности и приемистости скважин составляют воздействие на ПЗП физическими и тепловыми полями от различного вида источников и обработка растворителями.
3.3.1 Воздействие физическими полями упругих колебаний
Физические основы методов воздействия с применением упругих колебаний были созданы в начале 70-х гг. ХХ в. фундаментальными исследованиями, проведенными во ВНИИнефти и ВНИИгеосистем. Большой вклад в их создание внесли работы О.Л. Кузнецова, М.Л. Сургучева, Э.М. Симкина.
Механизм упругих колебаний. для повышения продуктивности нефтяных скважин используются известные природные явления и физические эффекты, связанные с тем, что процессы тепло- и массопереноса в капиллярно-пористых средах интенсифицируются под влиянием высоких и низких частот. Воздействие высокоамплитудных низкочастотных колебаний давления необратимо увеличивает абсолютную проницаемость насыщенных пористых сред. за счет переориентации слагающих среду зерен, особенно при наличии глинистости, образуются новые фильтрационные каналы, раскрываются трещины. Особого внимания заслуживают специфические "фильтрационные эффекты": в поле колебаний интенсивностью 1,9 кВт и частотой 17-26 кГц скорость фильтрации полярных и неполярных жидкостей увеличивается до 10 раз, а скорость фильтрации дистиллированной воды через керн горных пород увеличивается почти на два порядка.
Под действием упругих колебаний происходит разупрочнение кольматирующего материала и очистка поровых каналов коллектора, устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды.
Наложение упругих колебаний деформирует и разрушает структуру неньютоновских нефтей, изменяет их вязкоупругие свойства и характер движения в пористой среде. Механизм воздействия физических полей упругих колебаний на реологическое поведение высоковязких нефтей, заполняющих поры, во многих случаях обусловлен моделью, предложенной М.А. Био. Снижение вязкости неньютоновских жидкостей происходит при частотах, больших так называемой характеристической частоты
,
где - кинематическая вязкость; d - размер пор.
Под действием упругих колебаний уменьшается кинематический гистерезис смачивания, происходит глубокое проникновение жидкости в щели и капилляры, интенсифицируются процессы пропитки, возрастает степень вытеснения нефти из пористой среды, меняется фазовая проницаемость среды для нефти и воды. Технология виброволнового воздействия экологически чиста, и затраты на ее применение существенно ниже, чем при тепловом и химическом методах.
Метод воздействия на ПЗП физическими полями упругих колебаний на нефтяных промыслах начал применяться с 60-х гг. ХХ в. и оказался достаточно эффективным.
Источники волнового воздействия. Воздействие упругими колебаниями при обработке ПЗП осуществляется скважинными забойными генераторами, мощность которых ограничена размерами и условиями эксплуатации скважины. Процессы различной физической природы, сопровождающие волновое воздействие на ПЗП, можно подразделить на акустические (гидроакустические), виброволновые, кавитационно-волновые и ударно-депрессионные.
Акустическое воздействие технологически достаточно просто и заключается в том, что по скважине в интервал обработки продуктивного пласта спускается акустический (ультразвуковой) излучатель на каротажном кабеле, который соединяет его с преобразователем частоты (генератором, источником питания), установленным на поверхности. Существует несколько разновидностей источников акустической энергии, в том числе и магнитострикционных.
В ЗАО ИНЕФ разработаны и запатентованы технические средства и технология акустической реабилитации нефтяных скважин и пластов (АРС и П) с использованием стандартных геофизических станций (рис.3.2). Технологический процесс позволяет осуществлять обработку продуктивного пласта, не прекращая работы забойных (на фонтанном и газлифтном фонде) и нагнетательных скважин.
Рис.3.2 Технологическая схема ЗАО ИНЕФ акустического воздействия на ПЗП:1 - цементное кольцо; 2 - перфорационное отверстие; 3 - кривая, характеризующая направленность акустических колебаний; 4 - НКТ; 5 - обсадная колонна; 6 - лубрикатор; 7 - самоходный каротажный подъемник СКП-4,5, СКП-7/1; 8 - рабочее место оператора; 9 - акустический излучатель; 10 - нефтяной пласт
При насосной эксплуатации скважин можно совмещать обработку с подземным или капитальным ремонтом. Для монтажа и демонтажа оборудования требуется привлечение бригад капитального ремонта скважин. Технологический процесс позволяет избирательно обрабатывать отдельные интервалы продуктивного пласта из расчета от 1 до 3 ч на 1 м обрабатываемого интервала.
Комплекс "ИНЕФ" состоит из источников питания (ИП "ИНЕФ1-Т"), излучателей трех модификаций: "ИНЕФ1-37" для работы по НКТ с диаметром 2 дюйма; "ИНЕФ1-44" для работы по НКТ с диаметром 2,5 дюйма и "ИНЕФ1-100" для работы по обсадной (рабочей) колонне (табл.3.1).
Источники питания длиной 370 мм, шириной 455 мм и высотой 320 мм подключаются к сети переменного тока (220 В, 50 Гц, мощность не менее 5 кВт) имеют выходную мощность 25 кВт в диапазоне частот выходного напряжения 4-24 кГц.
Таблица 3.1 Излучатели ЗАО ИНЕФ
|
Показатель |
ИНЕФ 1-37 |
ИНЕФ 1-44 |
ИНЕФ 1-100 |
|
|
Мощность, Вт |
700 |
1000 |
2000 |
|
|
Масса, кг |
6 |
8 |
42 |
|
|
Габариты, мм: |
||||
|
диаметр |
37 |
44 |
100 |
|
|
длина |
1500 |
1500 |
1400 |
По данным ЗАО ИНЕФ, удельная эффективность составляет от 500 до 5500 т на одну скважино-обработку, длительность эффекта меняется от 6 до 18 месяцев.
Виброволновое воздействие осуществляется посредством генерирования упругих колебаний скважинными (забойными) устройствами, создающими давление различной частоты и амплитуды за счет использования энергии жидкости или газа. Гидродинамические генераторы упругих колебаний (ГДГ) спускаются в скважину на НКТ, а напорно-расходные параметры жидкости задаются нефтепромысловыми насосными агрегатами. Скважинная обработка с использованием ГДГ технологически совмещается с промысловыми операциями подземного и капитального ремонта скважин (ПРС и КРС соответственно) и с другими операциями традиционных методов обработок ПЗП.
Эффективность обработки ПЗП воздействием упругих колебаний с применением ГДГ в значительной степени определяется параметрами колебательной энергии в системе скважина - пласт. Упругие колебания энергии наиболее эффективны при низкочастотном излучении вследствие низкого поглощения в породах и благоприятного соотношения колебательных смещений и ускорений. Рассчитывать основные параметры границ упругого низкочастотного колебательного поля можно по уравнению Био:
,
где и - соответственно вязкость и плотность флюида; m - пористость скелета породы; k - проницаемость скелета породы.
К настоящему времени известно несколько десятков конструкций гидродинамических скважинных генераторов колебаний давления, разработанных различными организациями.
В соответствии с принципиальной схемой скважинные генераторы гидравлических колебаний можно подразделить на пружинно-клапанные и роторные преобразователи. Общий недостаток генераторов клапанно-пружинного типа - низкая надежность работы из-за согласования жесткости пружины и массы клапана.
Более совершенны гидравлические генераторы колебаний на основе вихревых элементов. В конструкциях ГДГ с напорными вихревыми ступенями на основе центробежных форсунок при генерации колебаний можно достигать необходимых амплитудно-частотных характеристик, ограниченных только мощностью насосных агрегатов.
В зависимости от гидродинамических характеристик пласта и факторов, ухудшающих продуктивность скважин, в качестве рабочей жидкости при виброобработке ПЗП применяют нефть, пластовую воду, растворы кислот, растворы ПАВ, керосин, дизельное топливо и различные смеси этих жидкостей.
Наибольшая эффективность повышения гидропроводности ПЗП при виброволновом воздействии достигается при создании депрессии на пласт. Для создания долговременной депрессии при одновременной работе с гидродинамическими генераторами давления используются забойные струйные насосы.
Кавитационно-волновые методы возбуждения ударных импульсов и колебаний давления с широким диапазоном частот основываются на процессах кавитационных явлений при зарождении паровой (газовой) фазы и ее развитии в ПЗП. По происхождению кавитация может быть вихревой и перемещающейся. Она возникает в потоке при увеличении скорости струи, достаточной для разрыва сплошности (скорости). Условие возникновения паровой кавитации, без учета влияния растворенного газа, определяется параметром динамического подобия - числом кавитации
,
где р0 - давление в некоторой точке потока; рн - давление насыщения паров в пузыре; v0 - скорость потока при давлении р0; - плотность жидкости.
Согласно уравнению, можно воспроизводить различные режимы течения жидкости в насадках, чтобы Кк принимало значения большие, меньшие и равные 1, т.е. создавать безкавитационные режимы и режимы с развитой кавитацией в определенных условиях.
В условиях ультразвукового поля кавитация возникает при энергии в десятки раз меньшей, чем необходимо для создания давления упругости насыщенных паров, но если давление в скважине равно или превышает критическое давление воды (ркр = 22,1 МПа), то спровоцировать паровую кавитацию жидкости без растворенного в ней газа невозможно.
Принципиальная схема пульсаторов для формирования паровой фазы в потоке газосодержащей жидкости и возбуждения ударных волн давления в ПЗП состоит из ряда элементов, способствующих турбулизации потоков, их закручиванию с последующим повышением скорости истечения из насадок. Пульсатор спускается в зону обработки скважины на НКТ, а рабочие жидкости (аэрированная вода, нефть, кислота) нагнетаются насосными установками. Для повышения эффективности обработки ПЗП работающий агрегат перемещается вдоль интервала перфорации с передачей вращения. Наибольшие импульсы давлений возникают при совпадении каналов насадок пульсатора с устьями перфорационных каналов.
Теория турбулентных струй, бьющих в тупик, позволяет оценить давление, развиваемое потоком для случая гидравлического удара. Давление гидравлического удара в канале может быть рассчитано по формуле Жуковского:
,
где с - скорость распространения ударной волны; v - начальная скорость истечения жидкости из насадки; - плотность жидкости.
Скорость распространения ударной волны зависит от свойств жидкости, пористости среды и радиуса зоны вокруг перфорационного канала в породе:
,
где ж - коэффициент объемного сжатия жидкости; d - внутренний диаметр перфорационного канала; Е - модуль упругости пористой среды; - толщина стенки пород вокруг канала.
Накладываясь друг на друга, ударные волны различной природы создают неравномерное поле волновых давлений в пористой среде ПЗП, сопровождаемое значительными знакопеременными нагрузками, что способствует очистке поровых каналов, повышению скорости фильтрации и нефтеотдачи пластов, т.е. интенсификации добычи нефти.
Кавитационно-волновая технология считается технологией управляемого воздействия на ПЗП и носит многофакторный характер при относительной простоте реализации.
Для ударно-депрессионных методов воздействия используется переоборудованный штанговый насос, в котором в режиме откачки жидкости при ходе плунжера вверх в определенной точке происходит мгновенная разгерметизация цилиндра насоса, создающая импульс депрессии, а затем гидравлический удар с высоким давлением. Достоинством этого метода является простота осуществления с одновременным и непрерывным выносом кольматирующих веществ из ПЗП на поверхность.
Фирма "Недра" разработала метод ударно-волнового воздействия на ПЗП, вызываемого динамикой работы скважинного штангового насоса. Низкочастотные волны образуются в процессе эксплуатации скважины при подъеме флюидов за счет статических нагрузок, создаваемых весом колонны НКТ, и переменных динамических, включая инерционные и вибрационные, возбуждаемых непосредственно работой штангового глубинного насоса (ШГН).
Статические нагрузки, в зависимости от конкретных условий, создают частичным или полным весом опоры НКТ на забой в зумпфе, что вызывает перераспределение поля напряжений в продуктивном пласте.
Динамические нагрузки работающего ШГН передаются в точку опоры НКТ, генерируют инфранизкочастотные волновые процессы и сейсмическую эмиссию, формируя в продуктивной толще пород поля упругих колебаний, стимулирующих фильтрационные процессы. В условиях резонанса волновые процессы могут распространяться в радиусе до 1-1,5 км от точки опоры НКТ, интенсифицируя фильтрационные процессы, особенно в тонкодисперсных слабопроницаемых объемах пород во всей этой области.
Технология легко реализуется при любой глубине залегания продуктивного пласта и на любой стадии разработки месторождения, допускающей эксплуатацию ШГН в широком диапазоне геолого-промысловых условий. Технология адаптирована к промысловым условиям, не нуждается в обучении персонала и его постоянном присутствии на скважине, не требует дополнительного оборудования (за исключением нескольких сотен метров НКТ) и дополнительных энергозатрат.
Для воздействия на ПЗП гидродинамическими виброударными полями широко применяются комплексы для свабирования. Для этого в шаблонированной насосно-компрессорной трубе (камере) делают отверстия (окна) 5, которые устанавливают в зоне продуктивного интервала перфорации обсадной колонны (рис.3.3). В нижней части камеры (трубы) устанавливают клапан 7. Кольцевой канал между НКТ и эксплуатационной колонной выше продуктивного пласта изолируют пакером 2. Поршень (плунжер) сваба 6 опускается на канате (проволоке) 3 до упора в нижней части. При подъеме плунжера 6 клапан 7 закрывается и жидкость из камеры 1 через окна 5 вытесняется в кольцевой канал 4 подпакерной зоны и через перфорационные каналы создает давление в ПЗП, а под плунжером в камере 1 создается разряжение. После прохождения плунжером окон 5 жидкость из-под пакерной зоны кольцевого канала устремляется в камеру 1, создавая в ПЗП мгновенную депрессию, под действием которой жидкость из пласта притекает в скважину, а затем через окна с мгновенной скоростью устремляется в разреженную полость камеры, где создается гидравлический удар, который после открытия клапана упругими волнами давления передается на ПЗП. Затем цикл повторяется до получения желаемых результатов.
В последние десятилетия получили распространение электрогидравлические методы (ЭГВ) воздействия на ПЗП, в которых для создания импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами.
Рис.3.3 Гидродинамический генератор давления
3.3.2 Воздействие на ПЗП тепловыми полями
Прогрев ПЗП и ствола скважины позволяет снизить вязкость и увеличить подвижность нефти за счет расплавления и удаления парафино- и асфальтосмолистых отложений.
Теплота может передаваться кондуктивным способом (теплопередача в пласт по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теплоты, расположенного в скважине), и конвективным теплопереносом (нагнетание в скважину и пласт теплоносителей).
Для стационарного кондуктивного прогрева в скважине вместе с подземным оборудованием устанавливают электронагреватель, который работает в интервале пласта непрерывно или по заданному режиму в процессе отбора нефти.
При конвективном тепломассопереносе в пзп закачивается теплоноситель, способный расплавлять или растворять смолопарафинистые отложения в призабойной зоне. Наибольшей эффективностью обладают жидкости на углеродной основе, которые, несмотря на их меньшую теплоемкость по сравнению с водой, совмещают функции теплоносителя и растворителя и не вызывают отрицательных побочных явлений (например, набухания глин, снижения фазовой проницаемости для нефти и др.).
При глубине скважин до 1500 м широко применяется циклическая паротепловая обработка прискважинной зоны. Эффективность паротепловой обработки скважин зависит от темпа закачки и удельного объема пара, его параметров, величины водонасыщенности нефтяного пласта и продолжительности паропропитки. Практика показала, что минимальная температура пара для прогрева прискважинной зоны обводненного пласта 120-125 С, при температуре пара 100 С эффективность процесса резко снижается. Для уменьшения тепловых потерь и глубокого прогрева призабойной зоны пласта необходимо закачку пара производить с расходом не ниже 3-5 т/ч в течение 10-15 суток. Операции по закачке пара в скважину весьма энергоемки: на 1 т дополнительно добытой нефти затрачивается до 6 т пара. Для ускорения реагирования добывающих скважин на закачку и снижения расхода пара к нему периодически добавляют химические реагенты, которые при высокой температуре, распадаясь, выделяют большой объем газа.
Наиболее простой и технологичный тепловой метод - прокачка горячей нефти с температурой 80-100 С - позволяет в лучшем случае очистить НКТ от отложений парафина и промыть забой. Длительная (в течение 20-25 ч) прокачка горячей нефти способна поднять температуру на 3-5 С выше пластовой и только в ограниченной части стенок скважины, что недостаточно и экономически нецелесообразно.
Тепловые методы дороги и трудно реализуемы. Эффективность их применения в немалой степени зависит от наличия специальной промысловой теплоэнергетической техники. Техника первого поколения не отвечала поставленным задачам и существенно уступала мировым образцам по температуре выходящего теплоносителя и КПД, кроме того имела завышенные расход топливно-энергетических ресурсов на собственные циклы и металлоемкость.
В настоящее время проводятся испытания новых энергосберегающих технологий на базе теплогенерирующих установок, вырабатывающих рабочий агент - парогазовый теплоноситель для комплексного термического и термохимического воздействия на нефтяной пласт. Парогазовая смесь является комбинированным теплоносителем, содержащим 50-60 % воды, газообразные агенты (до 38 % азота и до 12 % углекислого газа), реагенты гидрофобизации и гидрофилизации ПЗП. Широкий диапазон физико-химических свойств, которые можно придать теплоносителю, позволяет обоснованно выбирать наиболее эффективный вариант повышения нефтеотдачи для конкретного объекта с учетом геолого-технических условий на различных стадиях разработки.
Одним из направлений повышения эффективности тепловых технологий, исключающих опасность для окружающей среды, снижающих эксплуатационные расходы и сохраняющих коллекторские свойства ПЗП, является использование автономных модульных скважинных нагревателей на основе высококалорийных безгазовых топливных систем с инертными добавками. Скважинный тепловой модуль можно опускать до заданного интервала на тросе или кабель-тросе, предназначенном для геофизических скважинных приборов.
В настоящее время разработано несколько различных высококалорийных безгазовых топливных систем, в том числе термитных. Безгазовое топливо (БГТ) образует группу веществ органического и неорганического происхождения, которые, взаимодействуя между собой при определенных условиях, образуют полностью конденсированные продукты сгорания. В качестве безгазовых топливных составов могут использоваться топливные композиции на основе Al, Mg, Ti. Наибольшей технологичностью обладают смеси "титан + углерод" и "алюминий + оксид железа". К классу безгазовых топлив относится термит - группа двухкомпонентных твердых веществ в порошкообразном состоянии, содержащих восстановитель (химически активный металл), окислитель (оксид металла), инертную добавку и связующую композицию. Реакция горения железоалюминиевого термита с инертной добавкой протекает в конденсированной фазе без газификации исходных компонентов по схеме
Fe2O3 + 2Al + nAl2O3 = 2Fe + nAl2O3 + 3122 кДж.
При высокой температуре горения (1800-2400 С) удельные объемы исходных и конечных продуктов реакции практически неизменны. Воспламенение термита происходит при нагреве до 1000 С, полнота сгорания достигает 95-98 %. Компоненты железоалюминиевого термита не растворяются в воде, малотоксичны, термостабильны в широком диапазоне эксплуатационных температур. Стоимость компонентов термита невысока, поскольку они относятся к числу широко распространенных в природе веществ, а их производство хорошо налажено. Выбранные модельные топливные составы широко используются в научно-исследовательской практике и отличаются высокой взрыво- и пожаробезопасностью. Высокий тепловой эффект реакции не сопровождается взрывом из-за отсутствия газообразных продуктов горения.
...Подобные документы
Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение.
реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013История геологической изученности и разработки месторождения. Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность. Методы увеличения производительности скважин. Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. Разбуривание опытного участка.
дипломная работа [199,5 K], добавлен 22.04.2015Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012Тепловые методы повышения нефтеотдачи: закачка в пласт теплоносителей и внутрипластовое горение. Расчет геологических запасов нефти G объемным методом. Определение коэффициента нефтеизвлечения. Расчет годовой добычи нефти расчетно-графическим способом.
курсовая работа [4,4 M], добавлен 18.07.2014Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011Изучене возможности повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей с применением поверхностно-активных веществ (Неонол АФ9-12). Методы увеличения нефтеотдачи пластов терригенных пород. Механизм вытеснения нефти из пористой среды.
дипломная работа [5,2 M], добавлен 06.07.2012Цели применения и методы увеличения нефтеотдачи. Изучение физических методов увеличения дебита скважины. Механизм вытеснения нефти при тепловых методах увеличения теплоотдачи. Рассмотрение жидкостей и газов, применяемых для экстрагирования нефти.
реферат [3,6 M], добавлен 15.10.2019Геолого-промысловая характеристика Урьевского месторождения. Методы повышения нефтеотдачи пласта. Основные узлы цементировочного агрегата. Технология проведения закачки гелеобразующего состава через нагнетательные скважины. Расчет затрат на проект.
дипломная работа [2,5 M], добавлен 20.03.2013Нефтеотдача продуктивного пласта – степень использования природных запасов нефти уже открытых месторождений. Изучение нефтеотдачи пласта и пути ее увеличения, определение коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Режим работы залежей.
реферат [1,0 M], добавлен 26.02.2009Современное состояние разработки тяжелых нефтей и природных битумов. Методы повышения нефтеотдачи. Критерии скрининга для методов ПНП. Применение полимерного заводнения в резервуарах с тяжелой нефтью. Эффективность метода для повышения нефтеотдачи.
дипломная работа [6,3 M], добавлен 03.10.2021Характеристика и геологическое строение месторождения, стратиграфия и тектоника, пластовые флюиды. Эксплуатация и исследования скважин, их подземный и капитальный ремонт. Методы повышения нефтеотдачи пластов и способы воздействия на призабойную зону.
отчет по практике [151,2 K], добавлен 11.01.2014Комплекс оборудования для вращения бурильной колонны - роторы, вертлюги. Конструкция и область применения забойных двигателей: трубобуры, электробуры, винтовые двигатели. Основные методы повышения нефтеотдачи пластов. Зарезка и бурение второго ствола.
отчет по практике [2,6 M], добавлен 01.02.2013
