Реферат: Методы заводнения пластов

Введение

Методы химического воздействия на продуктивные пласты осуществляются на основе изучения особенностей структуры и свойств пористой среды и физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, а также процессов, протекающих на границе разделов жидкость-жидкость, жидкость-твердое тело.

В то же время методы исследования макро- и микропроцессов, протекающих между жидкостями и породой непосредственно в поровом пространстве, практически не исследованы ввиду чрезвычайно больших трудностей проведения таких исследований.

Вся информация о процессах, происходящих при фильтрации многофазных жидкостей сквозь пористые среды, получается в основном при изучении свойств жидкостей в свободном объеме и тех изменений, которые они претерпевают при фильтрации через модели пористых сред (Р. Х. Муслимов, С. Н. Головко, Т. А. Захарченко, Н. Л. Захарченко. «Применение ЯМР в нефтяной геологии». Казань, 1998, стр.39). Эта информация используется в различных математических моделях, описывающих процессы вытеснения нефти водой с добавками химреагентов. Полученые различные результаты лабораторных исследований, часто противоречат друг другу. Таким образом, нет единого мнения по важнейшим вопросам физики и физикохимии вытеснения нефти из пористых сред (Ш.К.Гиматудинов.«Физика нефтяного и газового пласта.» М., Недра, 1971, стр.241).

Что касается результатов промысловых испытаний, то в большинстве публикаций отмечается положительная эффективность испытуемых химических МУН. Авторами их являются, как правило, разработчики технологий, а также представители тех нефтяных компаний, которые осуществляли эти испытания. Публикации независимых экспертов по оценке эффективности химических МУН практически отсутствуют. Очевидно, те компании, которые продолжают применять химические МУН, уверены в их эффективности. Те компании, которые не применяют химические МУН, не считают нужным их применять, и потому не приглашают независимых экспертов. Те же компании, которые резко сократили или полностью отказались от применения этих методов (например, Сибнефть), очевидно, такой вывод сделали на основании собственных исследований и поэтому также не нуждаются в независимой экспертизе.

ВИДЫ МУН

Химические МУН, прошедшие опытно-промышленные испытания, можно подразделить на следующие группы:

· методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения;

· методы, направленные на увеличения охвата пласта заводнением;

· комплексные методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения и охвата пласта заводнением

Методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения

Коэффициент вытеснения нефти -- отношение объема нефти, вытесненной каким-либо агентом из образца породы или модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта (Л.Е.Ленченкова «Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами», М., Недра, 1998, стр.12).

Увеличение коэффициента вытеснения достигается за счет смешиваемости нефти и вытесняющего агента (углекислый газ, газ высокого давления, растворители), снижения межфазного натяжения и повышение смачиваемости пласта водой (поверхностно-активные вещества, щелочи). (М. Л. Сургучев. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.» М., Недра, 1985).

Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения:

К = Квыт * Кохв,

Где Квыт -- коэффицент вытеснения, Кохв -- коэффициент охвата пласта заводнением.

Коэффициент охвата пласта заводнением неоднородного пласта зависит от параметра:

мо = (кв/мв)/(кн/мн),

где кв и кн -- фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти,

мв и мн -- вязкость соответственно воды и нефти.

Чем больше параметр мо, тем меньше коэффициент охвата пласта заводнением.

При увеличении коэффициента вытеснения нефти водой увеличивается водонасыщенность пласта. В соответствии с кривыми фазовой проницаемости с увеличением водонасыщенности увеличивается фазовая проницаемость для воды, а, следовательно, и параметр мо. В результате уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением.

Таким образом, увеличение коэффициента вытеснения должно вести к увеличению нефтетдачи.. В тоже время уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением, что ведет к уменьшению нефтеотдачи. То есть, применение агентов, увеличивающих коэффициент вытеснения, оказывают два противоположных эффекта. Поэтому все промысловые эксперименты по применению методов, увеличивающих коэффициент вытеснения, не дали однозначного четкого результата.

Методы, направленные на увеличения охвата пласта заводнением

Эти методы, в свою очередь, можно подразделить на следующие группы:

· повышающие вязкость вытесняющего агента (полимеры, мицеллярные растворы);

· понижающие вязкость и увеличивающих объем нефти (углекислый газ, пар, горячая вода, внутрипластовое горение);

· потокоотклоняющие технологии и выравнивание профиля приемистости.

Заводнение (закачка раствора полиакриламида)

Основное свойство полимера заключается в загущении воды. То есть раствор полимера обладает более высокой вязкостью, чем обычная вода. Это приводит к уменьшению соотношения вязкостей нефти и рабочего агента, то есть параметра мо. и сокращению условий прорыва воды в следствие вязкостной неустойчивости. Растворы полимера оказывают влияние также на поведение фазовых проницаемостей.

В работе М. Л. Сургучева (рис.50,стр.166) приведены кривые относительных проницаемостей для воды и раствора полимера (0,05). Из рисунка следует, что относительная проницаемость для раствора меньше, чем для воды. Это ведет к дополнительному снижению параметра мо. В результате увеличивается охват пласта заводнением и в целом нефтеотдача пласта.

В работе В. И. Селякова и В.В.Кадет « Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах» (М., Недра, 1995 г.) показано (кривая n = 1/2 рис. 19а, стр.64), что относительная проницаемость вязкопластичных жидкостей выше по сравнению с водой.

То есть поведение относительных проницаемостей у разных авторов разное.

Полимерные растворы обладают также вязкопластичными свойствами, или так называемыми неньютоновскими свойствами, то есть обладают начальным градиентом сдвига. В неоднородных средах это ведет к тому, что часть пор меньше определенного размера, будет отключена из фильтрации при одних и тех же давлениях нагнетания. А это означает снижение охвата пласта заводненнием. В целом указанные факторы снижают приемистость нагнетательных скважин.

Для поддержания достигнутых темпов разработки требуется повышение давления нагнетания. Однако повышение давления нагнетания может вести к созданию трещин или расслоению пласта, что будет сводить на нет положительные результаты растворов полимера.

Таким образом, изложенное также свидетельствует о неоднозначности эффективности полимерного заводнения.

Полимерное заводнение прошло широкие промысловые испытания. О их результатах будет отмечено ниже.

Потокоотклоняющие технологии и технологии выравнивания профиля приемистости.

Такое подразделение носит условный характер. В технологиях выравнивания профиля приемистости реагент закачивается в объеме 5 -- 40 м3 на 1 м толщины пласта, а в потокоотклоняющих технологиях -- значительно больше.

К потокоотклоняющим технологиям относят закачку реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых пропластков.

К ним относятся закачка суспензионных растворов; реагентов, образующих в пласте осадки в результате химического взаимодействия закачиваемого реагента с пластовыми флюидами, прежде всего с водой, или взаимодействия между реагентами закачиваемой композиции; композиции, образующие в пласте гель или эмульсии.

Считается, что структура реагентов такова, что они проникают в наиболее проницаемые пропластки пласта, снижая их проницаемость. Это приводит к перераспределению потоков жидкости в пласте в менее проницаемые пропластки и тем самым снижают степень неоднородности пласта. Поэтому эти методы получили наименование потокоотклоняющих или выравнивания профиля приемистости (отдачи при ограничении добычи попутной воды).

При лабораторных исследованиях при прокачке реагентов через модель пласта наблюдается снижение расхода жидкости. То же самое происходит, как правило, при закачке реагентов в скважины, что свидетельствует о том, что закачиваемые реагенты или имеют повышенную вязкость, или происходит кольматация пласта.

Поэтому закачка реагентов в нагнетательные скважины производится при повышенных давлениях. При этом может происходить раскрытие трещин или расслоения пласта. После закачки реагентов нагнетательные скважины подключаются к действующей системе ППД, где поддерживается то же давление, что и до закачки реагентов.

Спрашивается, почему до закачки реагентов низкопроницаемые пласты не принимали воду, а после закачки реагента начали принимать при тех же давлениях закачки?

Оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН

Одним из самых важных моментов является оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН.

В начале проведения промысловых испытаний оценку прироста коэффициента нефтеотдачи пытались осуществить путем сравнения технологических показателей разработки опытных и контрольных участков. При этом контрольный участок должен быть идентичен опытному, как по геолого-физическим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показателям не удается практически никогда.

В связи с этим для оценки технологической эффективности используют статистические методы прогнозирования показателей разработки и конечной нефтеотдачи. В качестве статистических методов используются характеристики вытеснения, представляющие эмпирические зависимости между значениями отбора нефти, воды и жидкости. По полученным зависимостям производится прогноз добычи нефти, жидкости и воды по базовому варианту, т.е. без применения МУН.

В соответствии с « Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» (С.А.Жданов, А. Т. Горбунов и др. «РД 153--39.1-004-96.» М.:РМНТК Нефтеотдача,1996. -- 87 с.) за прирост коэффициента нефтеотдачи принимается дополнительная добыча нефти, получаемая как разность между фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной), определяемой по характеристикам вытеснения.

Точность оценки технологической эффективности по характеристикам вытеснения зависит от соблюдения технологии разработки объекта после применения метода, которая должна быть такой же, как и до применения, а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция (М.Л.Сургучев, стр.140). Также на точность определения дополнительной добычи нефти влияет точность замера дебита жидкости скважин и определения обводненности их продукции.

Точность замер дебита жидкости на групповых замерных устройствах (ГЗУ)

В настоящее время. Если ГЗУ оснащен турбинным объемным счетчиком, то на его показания влияют наличие жидкой фазы по всему сечению потока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие пенной структуры в измеряемой продукции, что связано с инерционностью турбинки. К тому же турбинный расходомер имеет высокую погрешность измерения при колебании в процессе измерения вязкости и плотности жидкости. Чем ниже дебит скважины, тем меньше точность измерения. Нижний предел измерения дебита -- не менее 5 м3/сут.

Если измерительный узел представлен тахометрическим массовым счетчиком камерного типа, то погрешность измерения составляет от 7 до 23%, в среднем порядка 18%. Кроме того, выявлено, что

· счетчик неработоспособен при наличии АСПО и взвешенных механических частиц в замеряемой жидкости;

· отсутствие замеров при 100% обводненности или близкой к 100%;

· отсутствие замеров на скважинах с высоковязкой жидкостью.

Оценка обводненности

Обводненность продукции скважин определяется в лаборатории по пробам жидкости, отбираемых с устья скважин. Точность определения ±2%. Кроме того, известно, что поступление воды и нефти на устье скважин носит пульсирующий характер, в связи с чем наблюдаются колебания в значениях обводненности в течение короткого периода времени.

В статье Н. В. Егоровой и А.М.Болонкива («О точности определения обводненности продукции скважин на месторождении Узень», НТС «Разработка нефтяных и газовых месторождений» Казахский ГНИПИ. Изд. ВНИИОЭНГ, вып. 3, 1993) отмечается, что для обеспечения среднемесячной обводненности скважин с погрешностью ±2% необходимо отобрать 15 проб из скважин, эксплуатируемых ШГН, и 234 -- из газлифтных скважин.

Согласно же РД 153--39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» для определения средней обводненности за месяц следует отбирать одну пробу в неделю или 4 -5 пробы в месяц.

Усреднение значений водосодержания проб продукции на промыслах производится по разному.

Известно, что добыча нефти за месяц, определенная на основе замеров дебитов жидкости по скважинам и обводненности их продукции, отличается от объема нефти, находящихся в товарных парках. В связи с этим вносятся уточнения в показатели добычи нефти по скважинам, которые отражаются в эксплуатационных карточках. При этом общепринятая методика уточнения добычи нефти по скважинам, которая выдерживалась бы из месяца в месяц, отсутствует.

Таким образом, точность определения дебита жидкости и обводненности продукции скважин в принципе неизвестна.

Оценка дополнительной добычи нефти

Из литературных источников (например, М. М. Хасанов, Т. А. Исмагилов, В. П. Мангазеев, А. Е. Растрогин, И. С. Кольчугин, И. С. Тян (ОАО «ЮКОС», ЮганскНИПИнефть) «Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повы шения нефтеотдачи пластов». Доклад на всероссийском совещании в апреле 2000 г.) известно, что при применении потокотклоняющих технологий или выравнивания профиля приемистости на некоторых участках с большим числом нагнетательных скважин (10 и более) наблюдалось снижение обводненности до 15%, что вообще значительно.

Однако в опубликованных статьях приводится динамика закачки воды и отбора жидкости в целом по участку, а не по скважинам. Скорее всего, произошло перераспределение закачки воды по скважинам, что ведет к гидродинамическому эффекту, которого можно добиться за счет нестационарного заводнения. Тоже происходит и при закачке реагентов в отдельные очаговые нагнетательные скважины, на работу которых влияют соседние участки.

В целом по подавляющему числу участков текущее снижение обводненности после применения метода составляет не более 1- 2% (например, И. Н. Файзуллин, С. А. Яковлев, В. Т. Владимиров,И.В.Владимиров, М. Ш. Каюмов «Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д1 Абдрахмановской площади». НТЖ «Нефтепромысловое дело», М., ОАО «ВНИИОНГ»).

Также дополнительная добыча возрастает, если происходит отключение отдельных наиболее обводненных скважин. В таком случае определять дополнительную добычу нефти по характеристике вытеснения в дальнейшем нельзя, так как статистические зависимости предполагают сохранение режима эксплуатации, в том числе и количества скважин.

В действительности же дополнительная добыча нефти продолжает считаться, иногда с принятием новой характеристике вытеснения, что предполагает во многих случаях высокую эффективность. Использовать статистические зависимости можно только в течение максимум одного года.

Рассматривая динамику дополнительной добычи нефти, можно отметить, что по большому числу участков дополнительная добыча по месяцам значительно колеблется, вплоть до отрицательных значений. При этом отрицательные значения принимаются за нулевую дополнительную добычу. То есть дополнительная добыча завышается.

Ни один метод не имеет сто процентную успешность. По неуспешным воздействиям дополнительная добыча принимается равной нулю, хотя в действительности по большинству из них имеет место отрицательная добыча нефти. Поэтому в целом по всем методам эффективность завышена.

Далее, из всех публикаций и обсуждений на семинарах, совещаниях и конференциях по применению МУН отмечается, что дополнительная добыча нефти имеет место в течение только определенного срока, что, вообще говоря, непонятно.

Не понятно, как определяется срок действия метода?

После окончания срока действия метода добыча нефти продолжается. Тогда следует продолжать следить за базовой добычей нефти, ведь может случиться так, что после окончания действия метода текущая фактическая добыча нефти может оказаться ниже базовой, а, следовательно, после какого-то времени фактическая накопленная добыча нефти и базовая накопленная добыча нефти сравняются. В этом случае никакого прироста коэффициента нефтеотдачи не будет.

Таким образом, оценка эффективности МУН только по характеристикам вытеснения недостаточна надежна. В связи с этим Л. Е. Ленченкова отмечает, что «…использование характеристик вытеснения из продуктивных пластов для прогнозирования показателей разработки без МУН следует считать мерой вынужденной.»

Выводы

На основании изложенного можно сделать следующие выводы:

· теоретические предпосылки применения химических методов не полностью учитывают свойства неоднородных пластов;

· точность промысловой информации такова, что не позволяет однозначно оценить эффективность применения химических методов;

· все анализы эффективности применения химических методов осуществляют авторы технологий с участием тех, кто внедряет эти методы. Не уделяется достаточно внимание соблюдению условий проведения эксперимента.

· для повышения надежности оценки эффективности применения химических методов необходимо расширить объемы их применения с соблюдением условий проведения эксперимента, повысить точность определения дебита скважин по жидкости содержания воды в продукции.

· для оценки эффективности применения химических МУН следует привлекать независимых экспертов.

Список литературы

1. Юрчук А. М. Истомин А.3. Расчеты в добыче нефти. Москва. Недра, 1979 г.

2. Середа Н.Г. Сахаров В. А. Спутник нефтяника и газовика. Москва. Недра, 1986г.

3. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Москва. Недра, 1989г.

4. Бухаленко Е.И. Справочник нефтепромыслового оборудования. Москва. Недра, 1992г.

5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Москва. Недра, 1983г.

6. Шматов В.Р. и др. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Москва. Недра, 1989г

7. Методические указания. Тюм.ГНГУ. 1999г