Физико-химические процессы при вытеснении нефти оторочками ПАВ.

МОДУЛЬ 4 «РАЗРАБОТКА НЕФТЯННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки.

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятие объекта и месторождения равнозначны.

Объекты разработки подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Основные показатели объекта разработки: сведения о районе исследования, геологическая характеристика месторождения, строение залежи (эксплуатационного объекта), литолого-физическая характеристика коллектора, физико-химические свойства жидкостей и газов, энергетическая и эксплуатационная характеристика залежи (объекта), теплофизические свойства залежи, запасы нефти и газа.

Система разработки – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки, определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов, обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа, определение способов управления и контроля за процессом разработки, охрана недр и окружающей среды.

На практике различают по двум характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Основные четыре параметра, которыми харак­теризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_c, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число сква­жин на месторождении n, то

S_c = S / n

2. Параметр А.П. Крылова N_kp, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:

N_kp = N / n

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

ω= n_н / n_д

4. Параметр ω_р, равный отношению числа резервных сква­жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неодно­родности, - тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

ω_p= n_p / n

Следующая классификация систем разработки:

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

3. Системы с законтурным воздействием(заводнением)

4. Системы с внутриконтурным воздействием.

5. Рядные системы разработки

6. Системы с площадным расположением скважин.

7. Скважинно-трещинные системы разработки.

Распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении воды.

(6.8)   (6.9)

 

Уравнение (6.8) служит для определения распределения водонасыщенности в нефтяном пласте, а (6.9) – для расчета концентрации в нефтяном пласте поверхностно-активных веществ.

 

 - дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ (6.11)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (6.9) и (6.11).

 

        3. Изменение давления в залежи при ее разработке. Аппроксимация Ван Эвердингена и Херста для круговой залежи.

 

В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

При иссследовании водонапорного режима Ван Эвердинген и Херст аппроксимировали (приближенно представляли) залежь, имевшую форму, близкую к круговой, укрупненной скважиной. Для случая, когда залежь радиусом R ₃ дренирует однородный водоносный пласт с постоянным по времени дебитом воды q _в =const, они получили формулу, описывающую изменение во времени давления на контуре залежи:

 

, где ; h , k и – толщина, проницаемость и пьезопроводность водоносного пласта; m в – коэффициент динамической вязкости воды; – табулированная функция параметра Фурье f 0 .

 4. Поддержание пластового давления закачкой воды. Виды заводнения залежей.

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в нагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

· определяют местоположение нагнетательных скважин;

· определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

· рассчитывают число нагнетательных скважин;

· устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение нагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение нагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В настоящее время применяются следующие системы заводнения:

1. законтурное

2. приконтурное

3. внутриконтурное, путем разрезания залежи нефти рядами нагнетательных скважин на зоны самостоятельной разработки, различных размеров

4. сочетание законтурного и внутриконтурного

5. площадное

6. очаговое

7. избирательное

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

целесообразно:

- при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

- при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

- при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

недостатки:

1. повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;
2. замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии
   нагнетания;
3. повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю
   область пласта за пределы линии нагнетания;

 

Рис.3.3.Схема размещения скважин для законтурного заводнения

1-добывающие скважины 2-нагнетательные скважины

Приконтурное заводнение. В отличии от законтурного заводнения нагнетательные скважины располагают прямо на контуре нефтеносности.

применяется: при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью; для интенсификации процесса эксплуатации, так как
фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора
уменьшаются за счет их сближения.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

 

Внутриконтурное заводнение. Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным. Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади. Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

 

Рис.3.4. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении

 

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения.

Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рисунок 2.2). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну

 

 

 

Рисунок 2.2 – Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое

 

 

Рисунок 2.3 – Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

 

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Частным случаем внутриконтурного заводнения является поперечное разрезание залежей на полосы самостоятельной разработки. Это так называемая блоковая система заводнения. При блоковой системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин размещают перпендикулярно к ее длинной оси.

Преимущество:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

 

Рис.3.5. Схема разрезания залежей при использовании блоковой системы

 

Площадное заводнение. Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе - 1:1, при семиточечной системе - 1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

 

Рис. 7.5 Основные схемы площадного заводнения.

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

 

Избирательное заводнение. Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью. При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

 

Рис. 68. Система разработки с избирательным заводнением.

Зоны пласта с проницаемо­стью: 1 — высокой, 2 — низкой;

 

Физико-химические процессы при вытеснении нефти оторочками ПАВ.

При разработке нефтяных месторождений растворами поверхностно-активных веществ происходят следующие физические процессы способствующие эффективному вытеснению нефти:

- существенно снизятся капиллярные силы и поверхностное натяжение на контакте нефть с водой;

- улучшится смачиваемость водой поверхности зерен породы и пленки нефти станут лучше отмываться от пород;

- нефть хорошо растворяется в такой воде (смешивается с ней) поэтому ее легче извлечь из пласта, со снижением поверхностного натяжения глобулы остаточной нефти в заводненной области пласта будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.

 

---

Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 976; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!