Дальнейшее увеличение объемов добычи нефти сегодня связано с освоением месторождений, находящихся в сложных горно-геологических условиях, с трудноизвлекаемыми запасами (см.рис), Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.
Потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами
При столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи (см. таблица слайд 6).
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов, поэтому иногда используются комбинированные методы.
В зависимости от условий бурения, геологического разреза и прочих данных выбирается наиболее оптимальный метод увеличения нефтеотдачи.
Микробиологическая обработка скважин
Технология, основанная на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. Закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: спирты, растворители и слабые кислоты (приводят к увеличению вязкости нефти, удаляют парафины и включения тяжелой нефти); биополимеры; биологические ПАВы (увеличивают скольжение нефти по породам); газы (увеличивают давление внутри пласта и помогают продвигать нефть к стволу скважины). Процесс обработки схож с процессом кислотной обработки пласта, химреагенты с микроорганизмами закачиваются в скважины.
Асфальто-парафиновые отложения до и после микробиологической обработки
Применение защитных покрытий внутренней поверхности НКТ
На интенсивность образования АСПО в добывающих скважинах сильно влияет природа материала и шероховатость внутренней поверхности НКТ. Шероховатость меняется в процессе эксплуатации под действием коррозии от агрессивной пластовой воды, из-за нарушений структуры после применения инструментов при ремонтных работах, скребков и др. абразивов. Исследования свидетельствуют, что уменьшение краевого угла смачивания поверхности приводит к снижение интенсивности запарафинивания. НКТ с защитным покрытием внутренней поверхности на основе силикатных эмалей устойчивы к температурным воздействиям, кислотным средам, коррозионно-агрессивным жидкостям.Рекомендуется использовать в скважинах с дебитом по жидкости свыше 30 м3/сут., где добыча осуществляется дорогостоящими импортными насосами DN-440, DN-675, DN-1000.
Эмалированная НКТ, вставленная в эмалированную обсадку
Исследовательская каротажная лебедка
Системы нагрева с помощью тенов
Нагреватель состоит из герметичного корпуса, в котором размещены три трубчатых нагревательных элемента, соединенных в «звезду», головки и наконечника. В головке размещен узел токоввода. Питание осуществляется по кабелю КПБК, КПБП. Нагреватель крепится к колонне НКТ с помощью резьбового соединения.
Для предотвращения отложений АСПО в НКТ рекомендуется применять нагреватели на скважинах с дебитом до 10 м3/сут и обводнённостью не более 50 %.
Системы индукционного нагрева и аппаратура обогрева устьевого оборудования
При обработке призабойной зоны нефтяного пласта, или интервала отложений АСПО аппаратурой ИТВ-520 производства ООО "Интенсоник+" происходит растепление и вынос парафина.
Непосредственный нагрев металла обсадной колонны токами высокой частоты исключает необходимость прогрева промежуточного слоя жидкости в скважине и неизбежного оттока тепла от прибора по стволу скважины, поэтому процесс расформирования парафина начинается сразу же после включения аппаратуры. Таким образом, этот метод позволяет обрабатывать призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин в режиме депрессии и восстанавливать их производительность. Причем, приемистость нагнетательных скважин может восстанавливаться до сотен кубических метров в сутки, практически с нулевого уровня. Аппаратура индукционного обогрева скважинного оборудования (АИН) предназначена для нагрева устьевого оборудования: задвижек, сальников, лубрикатора, фланцев и других металлических частей и конструкций. Преимущество высокочастотного индукционного нагрева перед обычным способом нагрева тепловым нагревательным элементом (ТЭН) или нагревом открытым пламенем заключается в способе выделения тепла, которое происходит непосредственно в самом нагреваемом объекте за счет поглощения высокочастотной электромагнитной энергии металлическим оборудованием.
Аппаратура индукционного нагрева ИТВ-520
Аппаратура индукционного обогрева устьевого оборудования АИН-420
Кварцевые депарафинизаторы
прибор «ENERCAT» - это погружной инструмент, используемый для предотвращения и удаления парафина и асфальтенов при нефтедобыче. Он может быть установлен в любой скважине, состыковываясь с колонной насосно - компрессорной трубы (НКТ) с помощью резьбового соединения. Опускается депарафинизатор как минимум на 200-300 метров ниже интервала активных парафиновых и асфальтеновых отложений. Общий принцип работы депарафинизатора «ENERCAT» заключается в следующем: кристаллы кварца располагаются таким образом, что когда за счёт турбулентного потока нефти происходит их "раскачивание" генерируются электромагнитные волны частотой 20 Гц (пьезоэлектрический эффект), которые находятся в нижнем пределе инфракрасного излучения. Эти волны проникают через внутренний корпус депарафинизатора и воздействуют на поднимающуюся по насосно-компрессорным трубам нефть. В результате воздействия высокочастотной волны электромагнитного поля происходит расщепление молекулярной структуры парафина и асфальтенов содержащейся в нефти, при этом молекулярная структура поднимающейся нефти сохраняется первоначальной.
Скважинный активатор для обработки нефти внутри НКТ, на глубине 450-600 м.
Общий вид прибора «ENERCAT» в разрезе: А. Внутренний корпус.В. Наружный кожух.С. Наполнители. D. Турбулентный поток нефти.
В следующей части работы рассмотрены методы воздействия, используемые для повышения нефтеотдачи пластов, в случаях, когда начальными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать, но при этом большая ее часть остается в пласте. На стадии применения первичных методов нефть самотеком поступает в ствол скважины под воздействием пластового давления. Поэтому на этапе применения вторичных методов нефтеотдачи, т. е. ее улучшения, использование таких методов, как заводнение или закачка газа в пласт, помогает повысить падающее пластовое давление и способствует вытеснению нефти из коллектора.
Схема вытеснения нефти паром.
Условные обозначения: а - пар; б - вода; в – нефть
Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех этапов:
Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.
Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой.
Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.
Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.
Схема работ при ГРП
Приконтурное заводнение применя-ется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью.Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей.
При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. 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.
Приконтурное заводнение
Законтурное заводнение
Внутриконтурное заводнение
2) Невозможность полного вытеснения нефти водой даже при благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов в виду несмешиваемости нефти и воды.
3) Обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения: отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду, следовательно из них не вытесняется нефть; обводнение отдельных скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.
Схема движения водонефтяного контакта в пласте при μ0=1-5 Мпа∙с и µ0=20-30 Мпа∙с : 1-область, занятая водой и оста-точной нефтью; 2 – водонефтяной контакт; 3 – область, занятая нефтью; 4 – скопление нефти, оставшейся позади водо-нефтяного контакта
Слева схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластками, справа схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин: 1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток 2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 – добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3
Оптимизация расчета для метода увеличения нефтеотдачи (заводнения) с помощью исследований влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе
Зависимость динамической вязкости воды от температуры
График зависимости вязкости воды от ее температуры и минерализации
Динамика восстановления температуры
Изменение температуры на различных расстояниях от скважины
Считается, что в этих условиях целесообразно сравнивать не столько абсолютные значения показателей, которые в основном зависят от геологических условий, а важно выявить динамику их изменений (во времени), которая в значительной степени обусловливается самой технологией разработки. Было проведено сопоставление безразмерных параметров — дебитов и отборов нефти во времени, при котором все текущие показатели в период холодного и термального заводнения были поделены на показатели начала нагнетания. Это несколько уменьшило влияние отдельных геологических характеристик и идентифицировало (хотя и не полностью) условия. Реализация закачки горячей воды приводит к восстановлению ранее сниженной пластовой температуры на старых и к поддержанию и повышению температуры на новых участках, которые разбуриваются для уплотнения сетки и перевода месторождения под термоплощадное заводнение. Анализируя последующую динамику добычи нефти, можно отметить, что темпы падения добычи нефти сначала уменьшились, а затем добыча стабилизировалась, затем наметился рост добычи нефти. Анализ характеристик вытеснения, построенных в полулогарифмических координатах добыча нефти - добыча жидкости для месторождения в целом и отдельных блоков разработки, показывает улучшение условий вытеснения нефти из пластов
Изменение дебитов нефти добывающих скважин в зоне нагнетания холодной (1) и горячей (2) воды
Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:
Email: Нажмите что бы посмотреть