Газовые методы повышения нефтеотдачи пласта

Министерство образования Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет»

Курсовая работа

по дисциплине: «Физика пласта»

на тему: Газовые методы повышения нефтеотдачи пласта

Выполнил: ст. гр. НР-09(2) – Даутов Дамир

                         Проверила: Спиридонова В.Н.

                                             г. Нижневартовск 2012 г.

Содержание

1. Введение              3

2. Геологическая часть.              5

3. Технологическая часть.              8

5. Специальная часть.              17

6.  Заключение………………………………………………………………….. 24

7. Приложения…………………………...……………………………………25

Введение

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде, Саудовской Аравии - 33-37%, в странах СНГ и России - до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 - 90%)  изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

Современные геологические запасы нефти во всех  известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи  пластов.

Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение  нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии - задача номер один для нефтедобывающей отрасли.

В настоящее время из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов, которые можно указать в порядке изученности и готовности к применению:

      водогазовые;

      физико-химические;

      микробиологические;

      волновые.

Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять.

Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

Названная группа методов, входящая в традиционные, не отражает сущность всех методов. Так тепловые виды воздействия на пласт трудно назвать новыми, их использовали еще с 30-х годов, как и традиционное заводнение. В том случае, когда тепловой метод реализуется на объектах, нефть которых по причине сверхвысокой вязкости не может быть извлечена другими способами разработки, он не является методом увеличения нефтеотдачи, а единственно возможным способом извлечения нефти.

Нетрадиционные методы разработки нефтяных месторождений, называются в дальнейшем методами увеличения нефтеотдачи пластов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты, обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти на четыре группы:

1)     физико-химические;

2)     газовые;

3)     тепловые;

          4) гидродинамические.

В своей курсовой работе я рассмотрю газовые методы повышения нефтеотдачи пласта на Самотлорском месторождении.

Геологическая часть

Характеристика Самотлорского месторождения.

Самотлорское месторождение введено в разработку в границах лицензионного участка ОАО «ТНК - Нижневартовск» в 1976 г.

Промышленные запасы нефти по месторождению приурочены к пластам    АВ1, АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ80, БВ81-2, БВ10, ЮВ.

Месторождение содержит 90,0 % НИЗ и 91,2 % ТИЗ предприятия.

Последний подсчёт запасов нефти с утверждением ГКЗ проводился в 1987 году (протокол 10333 от 25.12.1987 г.). Подсчёт запасов производился в целом по месторождению с последующим, при уточнении проекта разработки месторождения, распределением их между добывающими предприятиями с некоторой степенью условности. В настоящее время ведётся работа по пересчёту запасов по всему Самотлору, утверждение которой планируется в 2008 году.

Состояние запасов по месторождению на 1.02.2007 г. НИЗ - 455 млн. т.; ТИЗ - 255,3 млн. т., отбор от начальных извлекаемых запасов 43,9 %.

Разработка Самотлорского месторождения осуществляется согласно 2-х проектных документов: северная часть месторождения по “Дополнению к проекту пробной эксплуатации первоочередного участка Северной территории Самотлорского месторождения” утвержденному ЦКР Минтопэнерго в 1999г. протокол № 2494 и основная часть месторождения в соответствии с 3 вариантом, утвержденным ЦКР Минтопэнерго РФ в 1993г. в рамках “Дополнения к действующему проекту разработки Самотлорсгоко месторождения”.

По состоянию на 1.01.2006г. на Самотлорском месторождении пробурено 2363 скв., (70,5% от проекта), в том числе 1660 добывающих и 701 нагнетательная, 2 оценочных. Действующий фонд добывающих скважин- 1173, нагнетательных-144 скв. Фонд дающих продукцию-1120скв.(59,9%), неработающий фонд-747скв.(40%).

На Севере Самотлора пробурено 87скважин, в том числе 75 добывающих и 12 нагнетательных.

Достаточно высокие дебиты новых скважин в последние годы связаны с разбуриванием “свежих” запасов Северной территории месторождения. По состоянию на 1.01.2006г. на вновь пробуренных скважинах на Севере Самотлора с начала ввода добыто 1655тыс. т., в т.ч. за 2006г. - 824, 2тыс.т.

В 2006г. на Самотлорском месторождении введено 33 новых скважин при плане 27 скважин, добычи нефти составила 284,7т.т., с дебитом нефти - 54,6т/сут и обводненностью - 23,9%, в том числе на севере Самотлора введено 27скв., добыча нефти составило 273,1т.т., средней дебит нефти 60,7т/сут, обводенность 15,5%.

За 2006г. на Самотлорском месторождении добыта 5550,0т.т.нефти что на 205,8 т.т. выше уровня 2005г. и на 1.7т.т. больше уровней утвержденных бизнес-планом.

Самотлорское месторождение обеспечивает основной объем добычи по ОАО “ ТНК-ВР ”, который составляет 85,5% от общей добычи.

Характеризуя состояние системы заводнения  по основным продуктивным пластам Самотлорского месторождения, можно отметить следующее:

В настоящее время реализованная система заводнения проявила себя только при выработке запасов нефти, сосредоточенных в гидродинамически  связанных коллекторах.

Раннее допущенные нарушения в технологии разработки месторождения, существенное переконпенсация отборов за качкой, неадыкватность размещения действующих добывающих и нагнетательных скважин оказали краине отрицательные влияние на выработку запасов, по пластам группы АВ Самотлорского месторождения выработка запасов в 2 раза меньше обводненности по этим пластам. На Самотлорском месторождении проводится целенаправленное снижение закачки по всем разрабатываемым объектам, поскольку накопленная компенсация повсеместно составляло в 2, иногда в 3 раза выше необходимой.

Регулирование закачки воды совместно с другими методами по группе пластов АВ Самотлорского месторождения позволило замедлить темпы снижения добычи нефти, снизить темп роста обводненности продукции.

В настоящее время принимаются комплекс мер, направленных на стабилизацию добычи нефти, основными компонентами которого являются увеличение темпов извлечения углеводородов в низкопродуктивных отложениях путем системного гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В целом, из практики применения ГРП на эксплуатационном объекте БВ10, это мероприятие является одним из наиболее эффективных мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов. 

                                             Технологическая часть

Методы смешивающегося вытеснения

К группе методов смешивающегося вытеснения от­носят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами - угле­водородными газами: сжиженным нефтяным газом (преимущест­венно пропаном), сжиженным обогащенным газом (метаном со значительным количеством С-С), сухим газом высокого давления   (в основном метаном)  и сжиженным неуглеводородным газом - углекислым газом или двуокисью углерода.

При смешивающемся вытеснении с применением углекислого газа механизм вытеснения в значительной мере определяется со­стоянием двуокиси углерода в пласте. Двуокись углерода может находиться в пласте в жидком состоянии только при температуре ниже 32°С. В этом случае процесс вытеснения нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их вза­имной растворимости. При растворении жидкой двуокиси угле­рода в нефти существенно увеличивается объем нефти, умень­шается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил. Так, объем нефти при растворении в ней СО2 увеличивается на 1,5-3,7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеизвлечения при разработке залежей маловязкой нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициентов вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти. Причем вязкость нефти при смешивающемся вытеснении с СО2 снижается тем сильнее, чем выше ее начальное значение (табл. 6).

Каждый из методов смешивающегося вытеснения эффективен при определенных компонентных составах и фазовом состоянии нефти и давлении, при котором может происходить про­цесс смешивания. С учетом значений давления смешивания вытес­нение нефти газом высокого давления наиболее эффек­тивно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытес­нение обогащенным газом 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода 8-14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять на залежах с глубинами залегания пластов более 1000-1200 м. Благоприятны также низ­кая вязкость пластовой нефти (менее 5 мПа*с) и относительно небольшая мощность пластов (10-15 м). Эти методы можно ис­пользовать при любой проницаемости пластов, но больший эффект достигается при низкой проницаемости, когда не удается реали­зовать более дешевый метод-заводнение.