Извлечение нефти из пласта газами высокого давления

 

 

 

Реферат

Тема: Извлечение нефти из пласта газами высокого давление.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

План.

1. ВВЕДЕНИЕ
2. Основной отдел

1. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ..

2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАБОТ ПО НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА
3. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ - КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
4. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Цель курсовой работы: изучить  нефтеотдачу пласта и пути ее увеличения, изучение и определение коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Извлечение нефти  из пласта газами высокого давление

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

 

Один из показателей эффективности  режима работы залежей и в целом  процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом  нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти па определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

водонапорный режим... ... ... ... . .0,5-0,8

газонапорный режим... ... ... ... ...0,1-0,4

режим растворенного газа... ... .0,05-0,3

гравитационный режим  ……. .0,1-0.2

Так как напорные режимы характеризуются высокими конечными  коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими темпами отбора нефти, то часто с самого начала разработки целесообразно изменить, естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону процесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к системе скважин, коэффициент  нефтеотдачи (нефтеизвлечения) представляют (по предложению А.П. Крылова) как произведение коэффициентов вытеснения нефти из пласта и охвата пласта разработкой:

Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной  из области пласта, занятой рабочим  агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициенты вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного, рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к  вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера  пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М.Л. Сургучева, коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т.е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Под коэффициентом охвата понимается отношение объем породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует  потери нефти по толщине и площади  пласта в зонах стягивающих рядов  добывающих скважин, разрезающих рядов  нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделеных от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80%, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Увеличение коэффициента нефтеотдачи - актуальная и важная народнохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ  РАБОТ ПО НЕФТЕОТДАЧЕ ПЛАСТА

 

В нашей стране большое  развитие получили научные исследования по поискам и разведке нефтяных и  газовых месторождений, а работы по изучению нефтегазоносных толщ, направленные на повышение извлечения геологических (абсолютных) запасов  нефти, еще не достигли должного уровня.

В научно-исследовательских  институтах проведен целый ряд больших  теоретических и экспериментальных  исследований, связанных с нефтеотдачей пласта, в результате которых освещены многие вопросы механизма вытеснения нефти водой. Значительная работа проделана по изучению параметров пласта и насыщающих их жидкостей и газов в лабораторных и промысловых условиях геофизическими методами.

Однако в работах институтов еще недостаточно уделяется внимания тематике исследований по нефтепромысловой геологии. Особенно слабо в планах институтов представлена тематика по изучению нефтеотдачи пласта. Во многих институтах нет лабораторий по нефтепромысловой геологии.

В результате отставания научных  исследований фактические величины коэффициентов нефтеотдачи для разных геологических условий и различных систем разработки остаются невыясненными.

Представления о величинах  коэффициентов нефтеотдачи зачастую складываются по результатам лабораторных исследований. Однако в лабораторных опытах практически невозможно воспроизвести сложные природные условия, влияющие на процесс вытеснения нефти. Поэтому полученные в лабораторных условиях данные могут характеризовать лишь максимальную нефтеотдачу. Так, например, конечные коэффициенты нефтеотдачи, полученные в УфНЙИ по лабораторным данным при вытеснении нефти водой, по девонским пластам Туймазинского месторождения достигают 73-77%, по Шкаповскому месторождению по пласту Д - 73-77%, по пласту Д - 78-74%, по девонскому пласту Чекмагушского месторождения - 71-73%, по угленосному горизонту Арланского месторождения - 60-75%. Не говоря о высоких цифрах нефтеотдачи по Туймазинскому и Шкаповскому месторождениям, совершенно очевидным является недостижимость полученного коэффициента отдачи по Арлану, где вязкость нефти в пластовых условиях достигает 20 сантипуаз.

Завышенные величины коэффициента нефтеотдачи, получаемые в лабораторных условиях, кроме целого ряда других причин, объясняются главным образом неучетом неоднородности пластов и величины водного фактора. Степень неоднородности, включая в это понятие многослойность и расчлененность, в значительной мере влияет на величину коэффициента нефтеотдачи. При исследовании кернов зачастую прокачивают большое количество вытесняющей жидкости, нередко превышающее десять объемов порового пространства исследуемой пористой среды. На практике при разработке нефтяных пластов через нефтяную залежь проходит значительно меньшее количество воды. По пласту XVI Октябрьского района Грознефти, который разрабатывается с 1961 г., водный фактор достиг лишь 3,0. Поэтому при сопоставлении результатов лабораторных и промысловых исследований необходимо учитывать количество воды, прошедшей через пласт пли образец керна.

За последние годы по ряду пластов, находящихся в конечной стадии разработки, проведены определения  конечного коэффициента нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Весьма интересные данные получены по месторождениям Азербайджана и Чечено-Ингушской республике. Очень низкие коэффициенты нефтеотдачи получаются при разработке залежей КС: так, на Биби-Эйбате за 25 лет разработки коэффициент отдачи едва достиг 0,1; на Маштаги-Бузовнинском месторождении по горизонтам I-V он равен 0,17, по горизонтам II и III-0,30; на Калинском месторождении по горизонтам 11-12 (первое поле) коэффициент нефтеотдачи составил 0,326. Более высокие коэффициенты отдачи достигнуты при разработке ПК свиты, характеризующейся лучшими коллекторскими свойствами. Так, в Сураханах (юго-восточное поле) по ПК коэффициент нефтеотдачи составил 0,25, по ПК - 0,3; в Буховнах (центральное поле) - 0,28, в Бинагодах - 0,34, в Маштагах (южное крыло) - 0,41. Довольно значительные величины коэффициентов нефтеотдачи получены при разработке пластов с водонапорным режимом: по ПК свите Чахнагляра он составил 0,76, по горизонтам У1 я У1а балаханской свиты в Сураханах достиг 0,80. Получение высоких коэффициентов нефтеотдачи объясняется также большой плотностью разбуривания (до 1,5 га на скважину) и значительными водными факторами.

Высокие коэффициенты конечной нефтеотдачи определены (при 98% -ной обводненности) по ряду пластов месторождений Чечено-Ингушетии. Так, по пласту XIII Октябрьского месторождения коэффициент равен 79,5%, по пласту XVI-79,5%, по пласту XXII - 85%; по пласту XII Ташкалинского месторождения он составил 80,5%, по пласту XVI-79,5%; по пласту XI Старогрозненского месторождения он составил 70,5%. Как установлено исследователями указанных месторождений, наличие ярко выраженного водонапорного режима, аномально высокой температуры и высокой проницаемости (1,4-1,8 дарси), а также вытеснение нефти щелочными водами обеспечили высокую нефтеотдачу.

По другим пластам с  проницаемостью 500-1000 миллидарси (пласты XI, XX и XXI Октябрьского месторождения, пласт XIV месторождения Горы-Горской, пласт XVIII месторождения Горяче-Источненского) нефтеотдача колеблется от 68 до 53%, а по пластам I, II, XII и XIX Октябрьского месторождения, где проницаемости еще ниже (от 100 до 500 миллидарси), нефтеотдача достигает 35 - 51%.

На примере разработки этих месторождений следует отметить большое значение водного фактора  для повышения нефтеотдачи пласта. По пласту XVI Октябрьского месторождения коэффициент нефтеотдачи для безводного периода составил около 0,60, а при водном факторе 3,0 коэффициент отдачи увеличился на 0,25. Для такого увеличения понадобилось более 25 лет, причем обводненность нефти за это время достигла 99%, безводный период составил 15 лет, а водный более 25 лет.

На основании этих данных можно сделать следующие выводы.

1. Безводный период добычи  нефти для такого типа месторождений  составляет 23-35% от всего времени  эксплуатации залежи.

2. За безводный период  отбирается от 25 до 30% всех промышленных запасов нефти.

3. Увеличение водного  фактора дает значительное повышение  коэффициента нефтеотдачи.

Лабораторные данные показывают большое увеличение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения водного фактора, чем получается по геолого-промысловым данным. Эта разница, вероятно, объясняется тем, что в лабораторных экспериментах не учитывается неоднородность пласта.

Соотношение добычи нефти  в безводный и водный периоды  не может быть одинаковым для различных  геологических условий. Для пологих  структур восточной части Русской  платформы, где крупные запасы нефти  содержатся в водоплавающих частях залежей, добыча нефти в водный период будет более значительной и длительной.

Таким образом, надо выделять нефтеотдачу для безводного и водного периодов разработки, а конечные коэффициенты нефтеотдачи следует рассматривать в зависимости от величины водного фактора.

В последние годы местными институтами и производственными  организациями проведены определения  конечных коэффициентов нефтеотдачи по заводненным частям пластов ряда месторождений Русской платформы, поскольку в этих районах практически еще нет выработанных залежей. Сравнительно высокие коэффициенты нефтеотдачи получены по пласту Б2 угленосного горизонта, по месторождениям Зольный овраг коэффициент составил 0,66, Стрельный овраг - 0,60, Яблонов овраг - 0,60, Губино - 0,6. По девонским пластам Яблонового оврага коэффициент равен 0,64; по горизонту Д1Константиновского месторождения - 0,71, по горизонту Д - 0,58, по горизонту Д - 0,67; по горизонту Д Соколовогорского месторождения - 0,42 и по горизонту Д - 0,61.