Закачка в нефтяной пласт воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта: гидродинамические методы; физико-химические методы; тепловые, микробиологические и другие методы. Закачка воды, или заводнение, относится к гидродинамическим методам.

Закачка в нефтяной пласт воды - наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

Основной целью закачки воды в пласт является эффективное вытеснение нефти к добывающим скважинам и увеличение экономической эффективности разработки месторождения благодаря повышению коэффициента извлечения нефти из залежи.

Популярность этого метода разработки нефтяных залежей объясняется:

· Общедоступностью воды;

· Относительной простотой осуществления процесса нагнетания вследствие наличия гидравлического напора столба жидкости в скважине;

· Способностью воды распространяться по нефтенасыщенным пластам

· Высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти.

Заводнение обеспечивает высокий коэффициент извлечения нефти благодаря двум факторам:

· Поддержание пластового давления на эффективном для разработки месторождения уровне;

· Физическое замещение нефти водой в порах пласта-коллектора.

Для того чтобы оценить эффективность данного метода, нужно определить влияние скорости закачки воды на нефтеотдачу пласта. Это и будет являться целью данной курсовой работ.

1. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной, и водной.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора (водный фактор - среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти).

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых Залежей на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7-0,8.

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Некоторые исследователи считают, что в большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает 60 % к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения.

Если бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т. е. при отсутствии менисков) характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи, близкими к 95-100 %.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом.

Оказалось также, что нефтеотдача зависит от многочисленных свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и т. д.).

Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70--80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективный -- водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономически целесообразно) к сохранению естественного или к воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологии заводнения залежей, так как и при водонапорном режиме нефтеотдача редко превышает 50--60 % от начальных запасов. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение ее на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

2. Виды заводнения залежи

нефтеотдача коллектор дренирование заводнение

В настоящее время заводнение это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновидностей.

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности) (Рисунок 1).

Рисунок 1 - Схема размещения скважин при законтурном заводнении

Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы.

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Схема размещения скважин при приконтурном заводнении

Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей.

Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

Усовершенствование разработки нефтяных месторождений привело к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно на крупных месторождениях, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта (Рисунок 3).

Рисунок 3 - Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

· разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;

· барьерное заводнение;

· разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

· сводовое заводнение;

· очаговое заводнение;

· площадное заводнение.

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 - 4 км, внутри размещают ряды добывающих скважин. Современная разновидность рядных систем: однорядная, трехрядная и пятирядная.

В дальнейшем, с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным.

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Оно более эффективно на поздней стадии разработки.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные (Рисунок 4).

Рисунок 4 - Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(в), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти.

3. Процесс закачки воды в пласт

Процесс закачки воды осуществляют не сразу во все нагнетательные скважины, а поочередно в определенном порядке. На каждом отдельном участке залежи нагнетательные скважины, окружающие группу добывающих, работают по одной последовательно. Пока в одну нагнетательную скважину закачивают воду, в другие окружающие нагнетательные медленно закачивают нефть. Возникает вращение точки нагнетания воды. Благодаря этому дополнительно используется положительный эффект смены направления фильтрации, исключаются постоянные мертвые точки с нулевыми скоростями фильтрации, увеличивается охват пластов воздействием и уменьшается неравномерность заводнения.

Анализ процесса закачки воды в нагнетательные скважины показывает, что фильтрующая поверхность в призабойной зоне этих скважин засоряется твердыми частицами, взвешенными в нагнетаемой воде.

В процессе закачки воды вокруг забоя нагнетательных скважин устанавливаются определенные тепловые поля, характер которых зависит от объема и температуры закачиваемой воды, а также времени нагнетания.

Большое влияние на процесс заводнения пласта оказывает его строение. Проницаемость различных его областей может изменяться в десятки и даже тысячи раз.

В процессе заводнения пласта более подвижная фаза - вода находит себе путь в пористой среде по наиболее проницаемым «каналам», обтекая менее проницаемые участки, в которых остается значительное количество нефти. Эти факторы приводят к сложной картине процесса вытеснения нефти водой.

После прорыва воды продукцией скважины становится смесь воды и нефти, причем доля воды в ней увеличивается по мере обводнения пласта. Когда извлекаемой нефти становится слишком мало, добывающая скважина становится нерентабельной и ее работа заканчивается. При этом в пласте остается достаточно большое количество нефти.

Оставшееся количество нефти зависит не только от строения пласта, но и от различия вязкостей нефти и закачиваемой в пласт жидкости. Чем меньше это различие, тем больше нефти можно извлечь из пласта, т.е. тем выше его нефтеотдача. Поэтому с целью ее увеличения в закачиваемую воду добавляются различные химические реагенты, повышающие вязкость водной фазы. Эти методы можно разделить на два типа в зависимости от того, закачивается ли загущающий состав в пласт в готовом виде, либо он образуется в процессе фильтрации внутри него.

Например, в качестве загустителей воды первого типа могут использоваться специальные полимеры, добавка которых в воду даже в небольшом количестве позволяет во много раз повысить вязкость водного раствора. Примером метода второго типа является гидрогелевое заводнение, когда в пласт последовательно закачиваются два маловязких раствора химреагентов. В результате химической реакции между ними в пласте формируется подвижный высоковязкий гелевый барьер, вязкость которого может быть весьма высокой и в десятки раз превосходить вязкость полимерного загустителя.

4. Влияние скорости закачки воды на нефтеотдачу пласта

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой.

Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта, то есть увеличивается с ростом градиентов давления. Когда капиллярные силы ослаблены (в следствие низких значений поверхностного натяжения или проницаемости пород и > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пород и строению пластов. В этом случае не зависимость нефтеотдачи от перепада давления (от скорости вытеснения) оказывают влияния, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть.

Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений (т.е. повышение скорости закачки воды) в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам (Рисунок 5).

Рисунок 5 - Добыча нефти до и после насыщения пласта водой

Экономическая эффективность метода заводнения зависит от прироста коэффициента нефтеотдачи.

Затраты на закачку воды, строительство нагнетательных скважин, и специальных сооружений по подготовке воды должны быть меньше, чем доход от реализации дополнительно добытой нефти.

Заключение

Закачка воды в пласт является одним из самых распространенных и эффективных методов повышения нефтеотдачи. Нефтеотдача пласта в свою очередь зависит от многих факторов, например, таких как геологические условия, характер строения коллектора, вид используемой энергии, вязкость флюида, удельная поверхность пород.

В данной курсовой работе стояла задача определения зависимости нефтеотдачи пласта от скорости закачки воды в него. Основываясь на теоретической информации и на результатах исследований учёных в этой области, можно сделать вывод о том, что с увеличением скорости закачки воды создаются более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи в неоднородном коллекторе.

Список использованных источников

1. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М., Недра, 1973, 360с.

2. Гиматутдинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М., Недра, 1983.

3. Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Костерин А.В. Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. - Казань: Казан. гос. ун-т, 2009.

4. Квеско, Б.Б. Подземная гидромеханика: учебное пособие: учеб. пособие / Б.Б. Квеско, Е.Г. Карпова. -- Электрон. дан. -- Томск : ТПУ, 2012.

Размещено на Allbest.ru