Анализ эффективности газорегуляторного пункта на примере Уренгойского нефтегазового комплекса месторождения
Условия эффективности извлечения нефти из нефтеносных пластов. Классификация методов интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин. Основные механизмы вытеснения нефти. Характеристика процессов, происходящих в пласте.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 12.12.2015 |
| Размер файла | 2,4 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/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
"НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ "ГОРНЫЙ"
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
КУРСОВАЯ РАБОТА
По дисциплине: Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов
Тема: Анализ эффективности газорегуляторный пункт на примере Уренгойского нефтегазового комплекса месторождения
Автор: студент гр. НГШ-12 Забелин П.А.
ПРОВЕРИЛ
Руководитель ассистент Тананыхин.Д.С.
Санкт Петербург 2015
Оглавление
- Введение
- Классификация МУН
- Тепловые МУН
- Газовые МУН
- Химические МУН
- Гидродинамические МУН
- Методы увеличения дебита скважин
- Применение ГРП на Уренгойском НГКМ
- Расчет ГРП на примере скважины 6308 Уренгойского месторождения
- Заключение
- Список используемой литературы
Введение
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.
Например, "в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии - 33-37%, в странах СНГ и России - до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки" [2].
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).
Рисунок 1 - Соотношение извлекаемых и остаточных ресурсов нефти.
Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
Классификация МУН
"По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:
1. Тепловые методы:
паротепловое воздействие на пласт;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти горячей водой;
пароциклические обработки скважин.
2. Газовые методы:
закачка воздуха в пласт;
воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
воздействие на пласт двуокисью углерода;
воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
3. Химические методы:
вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
вытеснение нефти растворами полимеров;
вытеснение нефти щелочными растворами;
вытеснение нефти кислотами;
вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
микробиологическое воздействие.
4. Гидродинамические методы:
интегрированные технологии;
вовлечение в разработку недренируемых запасов;
барьерноезаводнение на газонефтяных залежах;
нестационарное (циклическое) заводнение;
форсированный отбор жидкости;
ступенчато-термальное заводнение" [5].
5. Группа комбинированных методов.
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Методы увеличения дебита скважин.
Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечнуюнефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
гидроразрыв пласта;
горизонтальные скважины;
электромагнитное воздействие;
волновое воздействие на пласт;
другие аналогичные методы.
Тепловые МУН
Тепловые МУН - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей (Рис.2). Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.
Рисунок 2 - Механизм вытеснения нефти при тепловых МУН.
Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:
1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.
2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.
3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.
Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода (Рис.2).
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.
После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.
В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.
В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.
Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью - например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.
Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.
Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.
Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.
Газовые МУН
Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов) (Рис.3).
К преимуществам метода можно отнести:
использование недорого агента - воздуха;
использование природной энергетики пласта - повышенной пластовой температуры (свыше 60-70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.
нефтегазовый пласт месторождение нефтеотдача
Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.
Рисунок 3 - Механизм вытеснения нефти при закачки воздуха в пласт.
Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3-5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.
Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.
При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.
Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, - уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.
При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.
Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) - один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.
Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:
а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;
б) нагретые (180-250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;
в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.
Химические МУН
Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью (Рис.4).
Рисунок 4 - Применение химических методов для вытеснения нефти.
Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе "нефть - вода", увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.
Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.
Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.
Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов - повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды - происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.
Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз "нефть - раствор щелочи" и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.
Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти - зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней - зона повышенной водонасыщенности.
Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.
Микробиологическое воздействие - это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:
спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;
биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;
биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы;
газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.
Гидродинамические МУН
Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости.
Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.
Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия (Рис. 5).
Рисунок 5 - Механизм циклического воздействия на пласт.
Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.
Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки - скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.
В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных - ниже.
При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных - ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
Методы увеличения дебита скважин
"Гидравлический разрыв пласта.
При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин" [1] (Рис. 6).
Рисунок 6 - Схема проведения ГРП.
Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина - от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками - для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.
Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.
Электромагнитное воздействие. "Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость" [3].
Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.
Основная цель технологии - ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.
Применение ГРП на Уренгойском НГКМ
В настоящее время основными видами наиболее эффективных ремонтов, осуществляемых на нефтяных скважинах Уренгойского месторождения, считаются работы по интенсификации притока методом гидравлического разрыва пласта.
К примеру, в 2006 году ГРП было проведено в 10 скважинах. Далее приводятся результаты проведенных операций по ГРП на динамику параметров работы нефтяных скважин.
Скважина 6327 переведена с газлифта на фонтан, дебит нефти увеличился с 1 до 7 т/сут при этом дебит газа вырос с 1 тыс. м3/сут до 80 тыс. м3/сут. Скважина 20315 ранее не эксплуатировалась, выведена после ремонта на газлифте, дебит нефти после освоения составил 10 т/сут, в дальнейшем он вырос до 20 т/сут при газовом факторе 417 м3/т. По скважине 20353, 20404 увеличение дебита нефти в три, пять раз сопровождалось таким же ростом расхода газлифтного газа с 10 тыс. м3/сут до 35-50 тыс. м3/сут. В скважине 20363 увеличение дебита нефти с 7 до 13 т/сут сопровождалось ростом до 26 % обводненности продукции. Наиболее эффективными следует признать ГРП по скважинам 20361, 20423, 20413. Дебит нефти по скважине 20361 вырос более 7 раз с 4 до 25 т/сут, по скважине 20423 в 12 раз с 3 до 37 т/сут, а по скважине 20413 в 6 раз с 3 до 18 т/сут. Увеличение продуктивных характеристик этих скважин по нефти будет в дальнейшем сопровождаться не только добычей дополнительных объемов прорывного газа, но расходом газлифтного газа. Общая эффективность составила 90 %.
Расчет ГРП на примере скважины 6308 Уренгойского месторождения
Задача: "Рассчитать ожидаемое давление и расход жидкости во время запланированного в скважине № 6308 ГРП, работающей над нефтяным пластом БУ8. Глубина Н=2877м; Нефтенасыщенность 0,59; пористость m=0,17; плотность нефти при пластовых условиях 676 кг/м3; Пластовое давление равно 21,9 МПа, проницаемость в пределах с 32 мД; Общая толщина равна 43,2 м; эффективная толщина равна 12 м; Диаметр НКТ равен 89мм; Диаметр колонны равен 140мм. Используется в качестве жидкости разрыва и песконосителя водный раствор 0,2% -ногонеонола плотностью равной 1000кг/м3" [4].
Расчет:
1. Рассчитаем вертикальную составляющую горного давления:
(1)
(Мпа)
2. Принимая = 0,25 рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления:
(2)
3. Зная составляющие горного давления рассчитаем забойное давление разрыва:
(3)
где K принимаем от 1,5 до 2.
4. Определим объемную концентрацию песка в смеси где С концентрация песка в 1 м3 жидкости:
(4)
где Cn примем 300 кг/м3, плотность песка - 2500 кг/м3;
5. Рассчитаем плотность жидкости - песконосителя с песком:
(5)
6. Рассчитаем вязкость жидкости - песконосителя с песком:
(6)
7. Определим число Рейнольдса:
(7)
Следовательно, коэффициент гидравлического сопротивления труб определяется для ламинарного режима движения жидкости в требе.
8. Коэффициент гидравлического сопротивления получили равным:
(8)
9. Рассчитаем потери на трение:
(9)
10. Учитывая то, что при значении Re 200 значение потерь на трение увеличится в 1,52 раза:
(10)
11. Рассчитаем давление на устье развиваемое при закачке жидкости - песконосителя:
(11)
12. Агрегат 4 АН-700 могут создавать максимальное рабочее давление 70 МПа, но надежно работает только при давлении, которое не превышает 60 МПа, а рабочий расход 0,017 м3/с, следовательно необходимое число агрегатов будет равно:
(12)
где Ктс - коэффициент технического состояния агрегата (Ктс = 0,5)
13. Определим объем продавочной жидкости:
(13),
14. Рассчитаем количество жидкости-песконосителя для осуществления ГРП и приближенный объем буферной жидкости:
(14)
15. Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на 4 скорости:
(15)
Расчет размеров трещин:
1. Рассчитаем длину вертикальной трещины:
(16)
2. Определим раскрытость трещины:
(17)
В результате проведения гидроразрыва пласта в скважине №6308 образуется вертикальная трещина длиной 21,42 м и шириной на стенке скважины 2,65 см по данным полученным из проекта разработки Уренгойского месторождения.
Заключение
Несмотря на свой возраст (первый ГРП был выполнен в 1947 году), данная технология до сих пор является одной из самых популярных и продуктивных. Главные ее плюсы это цена, эффективность и простота проведения. Гидравлический разрыв пласта применяется почти на каждом месторождении мира и приносит положительные результаты. Благодаря ему увеличивается продуктивность скважины, проницаемость пласта, расширяется зона дренирования, что позволяет увеличить дебиты.
Список используемой литературы
1. "Гидравлический разрыв пласта". Усачев П.М. Москва, "Недра", 1986 г.
2. "Интенсификация притока нефти и газа к скважинам". Иванов С.И. 2006г.
3. "Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения". Алварадо В. Москва: Премиум Инжиниринг, 2011 г.
4. "Расчеты в добыче нефти". Мищенко И.Т. Москва, Недра, 1989 г.
5. "Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов". Бугульма: Б.И., 1989 г.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Характеристика геологического строения Мордовоозерского месторождения, основные параметры продуктивных пластов, запасов нефти. Рассмотрение применяемых методов для повышения продуктивности скважин. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2014Литолого-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 06.09.2014Анализ 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 28.10.2011Динамика 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 26.04.2014Условия проявления капиллярных сил. Промысловые исследования капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов. О механизме капиллярной пропитки в нефтеносных пластах. Характеристика капиллярных противотоков в микронеоднородной пористой среде.
курсовая работа [5,9 M], добавлен 17.01.2011Масштабы 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 17.01.2011Изучене 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 06.07.2012Понятие установившегося и неустановившегося движения газированной жидкости в подземной гидравлике. Условия существования режима растворенного газа. Характеристика притока газированной нефти к скважинам. Рассмотрение методов ввода скважин в эксплуатацию.
курсовая работа [934,2 K], добавлен 15.12.2013Краткая геолого-техническая характеристика месторождения. Характеристика производственной структуры предприятия. Оценка экономической эффективности различных методов воздействия на призабойную зону скважин, их влияние на добычу нефти, себестоимость.
курсовая работа [95,9 K], добавлен 10.12.2013Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.
контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013Химический и механический состав нефти в зависисости от месторождения. Нефти парафинового и асфальтового основания. Химическая классификация нефти по плотности и углеводородному составу. Геохимические, генетические и технологические классификации.
презентация [128,6 K], добавлен 22.12.2015Основные понятия разработки нефтяных и газовых месторождений. Анализ методов воздействия на нефтяной пласт на Средне-Асомкинском нефтяном месторождении. Рекомендации по увеличению коэффициента извлечения нефти и выбору оптимального способа добычи.
курсовая работа [916,2 K], добавлен 21.03.2012Применение комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти, пути увеличения коэффициента продуктивности скважин. Обоснование ликвидации добывающих и нагнетательных скважин, выбор необходимых материалов и оборудования, расчет эксплуатационных затрат.
курсовая работа [32,1 K], добавлен 14.02.2010Характеристика стратиграфии и тектоники пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения, их нефтегазоводоносность и коллекторские свойства. Анализ обводненности скважин и выработки запасов нефти. Мероприятия для повышения эффективности разработки пласта.
курсовая работа [49,1 K], добавлен 11.02.2012Геолого-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 29.04.2014Модель непоршневого вытеснения нефти водой. Типы моделей пластов. Режимы нефтяных пластов, классифицируемые по характеру сил, приводящих в движение нефть. Закон сохранения массы вещества применительно к гидродинамическим фильтрационным процессам.
контрольная работа [638,7 K], добавлен 16.04.2016Принципы систем сбора продукции скважин. Особенности процессов вытеснения нефти водным раствором, щелочными и кислотными растворами. Исследования по оценке потерь разрушения и распределения ПАВ при вытеснении нефти из теригенных и карбонатных пород.
курсовая работа [5,7 M], добавлен 30.03.2019Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015
