Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Января 2012 в 07:31, курсовая работа
Исследование в области увеличения нефтеотдачи пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.
СОДЕРЖАНИЕ 1
ВВЕДЕНИЕ 5
ГЛАВА 1. ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 7
1.1 Литолого-фациальная неоднородность 7
1.2 Неоднородность пластов по проницаемости. 9
1.3 Слоистая проницаемостная неоднородность пласта. 9
1.4 Зональная неоднородность продуктивных пластов. 9
1.5 Пространственная неоднородность продуктивных пластов. 9
1.6 Неравномерное распределение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов как фактор неоднородности строения нефтяных залежей. 10
ГЛАВА 2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. 11
2.1.Количественная оценка реологических и фильтрационных характеристик пластовых нефтей. 14
ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ПРОЦЕССЫ РАЗРАБОТКИ 16
3.1 Влияние неоднородности продуктивных пластов по физическим свойствам на обводнение скважин. 16
3.1.1. Опережающее обводнение пластов «снизу вверх». 17
3.1.2.Опережающее обводнение послойно-неоднородных пластов «сверху вниз». 19
3.1.3.Опережающее обводнение средних (промежуточных) пластов. 19
3.1.4.Очаговое обводнение нефтяных залежей за счет межпластовых перетоков через «литологические окна». 19
3.1.5.Вытеснение нефти из продуктивного пласта закачиваемой вдой в водоносные зоны(пласты) объекта разработки. 21
3.1.6.Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения. 21
3.2. О влиянии капиллярных сил на обводнение послойно-неоднородных пластов. 27
3.3 Особенности заводнения пластов в начальной водонефтяной зоне. 30
3.4 Тепловые методы воздействия на пласт. 33
ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН. 35
4.1. Гидропескоструйное воздействие. 35
4.2. Гидравлический разрыв пласта. 37
4.3. Кислотное воздействие. 39
4.4.Импульсно-ударное воздействие. 42
4.5.Вибровоздействие на призабойную зону пласта. 43
4.6.Электрогидравлическое воздействие на призабойную зону скважины. 45
ГЛАВА 5. НОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ. 48
5.1. Развитие новых МУН в России. 48
5.2. Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды. 55
5.2.1.Применение водорастворимых ПАВ. 55
5.2.2.Применение НПАВ в композиции с ингибиторами химической деструкции. 56
5.2.3.Применение маслорастворимых ПАВ. 58
5.2.4.Композиции углеводородов и ПАВ СНПХ-9630 и СНПХ-9633. 58
5.2.5.Мицеллярные растворы. 60
5.3. Методы, основанные на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием. 61
5.3.1.Применение полимеров. 61
5.3.2.Применение эфиров целлюлозы. 64
5.3.3.Применение волокнисто-дисперсной системы(ВДС). 66
5.3.4.Применение гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов (нефелина) для увеличения нефтеотдачи пластов. 67
5.3.5.Применение гелеобразующей композиции на основе силиката натрия. 69
5.3.6.Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением вязкоупругой системы на основе ПАА. 70
5.4. Методы, основанные на комплексном воздействии на залежь. 73
5.4.1. Совместное применение полиакриламида и НПАВ. 73
5.4.2. Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ). 74
5.4.3. Применение биополимеров и биоПАВ. 75
5.4.4. Щелочно-полимерные композиции. 76
5.4.5.Внутрипластовая генерация систем с регулируемой вязкостью и щелочностью. 78
5.4.5.1. Загущенные системы ИХН-КА. 78
5.4.5.2. Гелеобразующие системы ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. 79
5.4.6. Водогазовое циклическое воздействие. 80
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 82
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 85
Механизм
формирования разряда существенно
зависит от величины создаваемого напряжения
и электропроводимости
При
высоких напряжениях имеет
При низких напряжениях лидерный механизм сменяется тепловым. Под действием тока проводимости электроды нагреваются и жидкость испаряется. В результате между электродами образуется газовый «мостик», по которому происходит пробой. К отличительным чертам теплового пробоя жидкости относятся большая задержка пробоя, большой расход энергии, небольшая длина пробиваемых промежутков и значительное возрастание задержки пробоя с ростом гидростатического давления.
При высокой проводимости жидкости возрастает энергия, расходуемая на формирование разряда, и сокращается длина пробиваемого межэлектродного промежутка. Так например, при напряжении 30 кВ, емкости конденсатора-накопителя энергии 0,9 мкФ и проводимости воды Ю-2 (Ом-м)-1 предельная длина пробиваемого промежутка составляет 6 см, в то время как в пластовой воде с проводимостью около 10 (Ом-м)-1 при прочих равных условиях длина промежутка 1 см. А в жидкостях с большой проводимостью (электролиты) формирование разряда вообще может не произойти. В диэлектрических жидкостях (трансформаторное масло, чистая нефть и др.) затраты электроэнергии на стадии формирования разряда значительно меньше, чем в воде.
Важным фактором снижения потерь энергии в стадии формирования разряда является минимизация площади оголенной поверхности анода-электрода.
Стадия расширения канала разряда начинается с момента замыкания межэлектродного промежутка высокопроводящим каналом, проложенным стримером, и ввода в него основной части энергии, накопленной в конденсаторе.
Резкое увеличение силы тока предопределяет величину импульса давления и зависит от параметров разрядного контура: индуктивности, емкости конденсатора, межэлектродного расстояния и напряжения. Для заданных энергетических характеристик технологического процесса скорость нарастания силы тока определяется только индуктивностью внешней разрядной цепи. Мощность современных разрядов составляет 10—100 МВт. Токи разряда достигают 10—250 кА, а плотность тока в канале электрического разряда (КЭР) составляет 10е А/см2 и больше. Плотность энергии, выделяющейся в канале разряда, сопоставима с плотностью энергии взрывчатых веществ и доходит до 5 кДж/см3.
При протекании больших токов вещество в КЭР сильно разогревается, образуется плазма водяного пара с некоторой примесью ионизированных частиц вещества электродов. Температура плазмы повышается до 104 К. Разогрев плазмы обусловливает повышение давления в канале разряда до 1,5-103 МПа и его расширение.
На послеразрядной стадии канал, который уже превратился в газовый пузырь, продолжает расширяться сначала под действием внутреннего давления, превосходящего гидростатическое давление среды, а затем за счет инерции растекающегося потока жидкости. Достигнув максимального радиуса, расширение газового пузыря прекращается. Кинетическая энергия потока переходит в потенциальную энергию пузыря. Затем пузырь начинает сжиматься под действием гидростатического давления окружающей среды, потенциальная энергия пузыря вновь переходит в кинетическую энергию сходящегося потока. При этом слои воды получают заметную скорость в направлении к центру пузыря. Давление в пузыре сравнивается с давлением окружающей среды. Дальше сжатие продолжается по инерции, и пузырь захлопывается, а давление в центре пузыря вновь резко поднимается. Под действием этого давления жидкость снова отбрасывается назад, и процесс повторяется по затухающему закону.
Выделившаяся
энергия при
Таким
образом, электрогидравлическое
5.1. Развитие новых МУН в России.
При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки затруднительно.
Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь проницаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различии проницаемостей двух пропластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз и более, вода практически не поступает в низкопроницаемые пропластки, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами.
Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытых объемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода — нефть й закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефти отличается от состава нефти в начале разработки.
Состав и свойства остаточной нефти значительно зависят от характера смачиваемости поверхности пор пород.
При
вытеснении нефти из гидрофильной пористой
среды реализуется режим
В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6— 10 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.
Наибольшие
коэффициенты вытеснения нефти, превышающие
70 %, достигаются в коллекторах
с промежуточной
Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказы-вающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.
Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей.
Применение заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах.
Например,
на большинстве месторождений
Приведенные факторы существенно влияют на полноту выработки запасов нефти, т.е. на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов и на условия рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений. Так, среднепроектная нефтеотдача по месторождениям России не превышает 40— 43 %. Другими словами, около 60— 57 % начальных запасов нефти останутся не извлеченными. В табл. 5.1 приведены сведения о проектных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым месторождениям страны, разрабатываемым в течение длительного времени заводнением.
Таблица 5.1.
Коэффициенты
нефтеотдачи по некоторым залежам,
длительно разрабатываемым на жестководонапорном
режиме.
Месторождение, площядь, пласт | Вязкость нефти, мПа*с | Коэффициент нефтеотдачи, доли ед. | |
проектный | Текущий(процент обводненности) | ||
Южно-Ромашкинская, ДI | 5,00 | 0,543 | 0,414 (84) |
Туймазинское, ДI | 2,55 | 0,608 | 0,541 (95) |
Туймазинское, ДII | 2,60 | 0,523 | 0,489 (91) |
Арланская, С1-2Н | 18,00 | 0,453 | 0,426 (96) |
Арланская, С2-2К | 8,00 | 0,247 | 0,042 (41) |
Данные, приведенные в табл. 5.1, свидетельствуют о том, что высокие значения конечной нефтеотдачи пластов могут быть достигнуты при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности процесса заводнения. Напротив, неблагоприятное сочетание этих факторов может уменьшить нефтеотдачу до 10 — 20 %
Информация о работе Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки