24828 (686634), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Участок ВВ (скв. 1417) близок по своим исходным геолого-физическим параметрам с участками ХПВ и ТПВ. На участке ВВ производилась закачка холодной необработанной воды. Общий объем закачанной воды составляет 297,2 тыс. м³, что соответствует 19,2% объема пор участка пласта. Сравнение фактических результатов разработки участков при практически равных масштабах воздействия: главные показатели добычи нефти значительно отличаются от данных по участкам ТПВ и ХПВ. Текущая величина нефтеотдачи (21,9%) отстает от КНО на участке ХПВ 11,8%, а по термополимерному воздействию — вдвое. Динамика обводненности на участке водного воздействия всегда была выше, чем на соседних участках ХПВ и ТПВ. По расчетам максимальная нефтеотдача на участке ВВ может достичь величины 24—25% от начальных балансо­вых запасов против 39%, утвержденных ГКЗ.

Учитывая положительные результаты полимерной технологии, в 1986г. был выбран еще один участок в районе нагнетательной скв. 1415 (ТПВ-2). До 1986г. этот участок разрабатывался на естественном режиме. Участок расположен северо-восточнее участка ТПВ-1. До освоения под закачку горячего полимерного раствора (1986г.) участок разрабатывался на естественном режиме и имел очень низкие показатели по добыче нефти и по нефтеотдаче. После закачки горячего раствора ПАА в объеме 123,8 тыс. м³ дополнительная добыча нефти по сравнению с базовым вариантом составила 6,5 тыс. т. Участок в настоящее время продолжает устойчиво работать, наращивая темп добычи нефти с хорошими показателями, что говорит о высокой эффективности термополимерного воздействия.

Участок скв. 1424 разрабатывается на естественном режиме (на истощение). Показатели разработки этого участка также показаны в табл. 11. Поскольку на участке никаких мероприятий не проводилось, то и заметных изменений в тенденции хода эксплуатации здесь не наблюдалось. Добыча нефти осталась на прежнем уровне. Анализ разработки участка на естественном режиме показывает, что режим использования естественной пластовой энергии на черепетском объекте не обеспечивает достижения удовлетворительных результатов ни по уровням добычи нефти, ни по срокам разработки, ни по результатам конечного нефтеизвлечения.

Аналогичная картина наблюдается и на других участках залежи. На основе анализа за длительный период времени (более 18 лет) можно уверенно говорить о высокой технологической и экономической эффективности термополимерного воздействия в залежах трещиновато-поровых карбонатных коллекторов с нефтями повышенной и высокой вязкости. В этой связи принято решение перейти на ТПВ по всей залежи черепетского горизонта Мишкинского месторождения, и в настоящее время это решение реализуется.

Опытно-промышленные работы показали, что термополимерная технология наиболее эффективна, когда она применяется с самого начала (или вскоре после освоения) разработки, однако метод достаточно эффективен и в уже разрабатываемых объектах (участок ТПВ-2).

Наряду с уже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничение общего количества рабочего агента, поскольку создание необходимого гидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пласт горячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействия в 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдается повышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработка месторождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, при использовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошие профили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост принимающих интервалов на 20—30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением и воздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными работами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячего полимерного раствора должен составлять 15—20% от общего перового объема пласта, затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей). Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими против пер­воначально определенных расчетным путем.

Лабораторные измерения вязкости полимерных растворов, приготовленных на минерализованной и пресной воде, показали целесообразность использования для этой цели пресной воды, т. к. присутствие солей в воде снижает вязкость полимерного раствора. Следует отметить, что до настоящего времени в отечественной промышленности отсутствует выпуск высококачественных марок ПАА, что наряду с дефицитом нужного технологического оборудования (печей-подогревателей, надежных пакеров, термоизолированных насосно-компрессорных труб) снижает потенциальные возможности этого метода.

Кроме того, сосредоточенность запасов нефти в тонких пластах с низкими коллекторскими свойствами (что характерно для месторождений Удмуртии) обусловливает низкую приемистость нагнетательных скважин. При этих условиях и ограниченных температурах нагрева полимера (вследствие опасности его деструкции) не удается создать в пласте оторочку горячего раствора полимера необходимой температуры. В таких случаях целесообразно нагревать раствор полимера непосредственно в пласте, прогревая предварительно пласт путем нагнетания теплоносителя, в качестве которого может выступать и горячая вода (или пар и т.п.). Без опасения деструкции вода, нагретая на поверхности до более высокой температуры, позволит усилить воздействие по снижению вязкости пластовой нефти, да и приемистость пласта для теплоносителя также выше, чем даже для нагретого раствора ПАА. Эффективность процесса (в том числе с позиций энергосбережения) будет выше, если теплоноситель и раствор полимера закачивать в пласт попеременно в несколько циклов, следующих один за другим. Дальнейшее развитие идея комбинированного теплового и полимерного воздействия получила в новой комплексной технологии с усиленным ис­пользованием теплового фактора, разработанной совместно научными сотрудниками института ВНИИ и производственниками АО «Удмуртиефть». Это — технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), которая предусматривает чередование двухстадий-ных (двухэтапных) циклов закачки теплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом на закачку холодного раствора полимера. В результате технология имеет ряд преимуществ по сравнению с одноцикловой технологией ТПВ:

повышается приемистость нагнетательной скважины, по­скольку раствор полимера поступает в предварительно прогретую зону;

с использованием повышенных температур и полимерных растворов расширяется круг объектов применения технологии, и подключаются в активную разработку тонкие низкопроиицаемыс пласты;

увеличивается коэффициент охвата пласта рабочим аген­том по сравнению с единовременным созданием оторочки раствора полимера заданного объема;

уменьшается расход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывным нагнетанием рабочего агента.

Расчетная часть

Расчет производим по ТПВ-участку скважины №1413.

Объем закачки горячей воды для V_T (для проталкивания оторочки полимера) и раствора поли­мера V_П определяется из соотношения:

(1)

где Vt — объем горячей воды, м³; V_П — объем оторочки раствора полимера, м³; т — пористость пласта; С_ск —удельная теплоемкость минерального скелета пласта, кДж/кг °С; S_H — остаточная нефтенасыщенность; С_н — удельная теплоемкость нефти, кДж/кг °С; С_ж — удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/кг °С; р_ск — плотность минерального скелета пласта, кг/м³; р_н — плотность нефти, кг/м³; р_ж — плотность теплоносителя, кг/м³; — отношение радиуса фронта концентрации раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте; = 1 ,1-5-1,9; Г — коэффициент Генри адсорбции полимера, м³/м³.

Температурный расчет для нахождения температуры раствора полимера в пластовых условиях из формулы ( 2 ):

где _П — коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта; Т_П° — температура закачиваемого раствора полимера на забое нагнетательной скважины, °С; Т_Т— температура теплоносителя на забое скважины, °С; То — начальная невозмущенная температура пласта, °С; Т_П — температура раствора полимера в пластовых условиях, °С; С°_П — удельная теплоемкость раствора полимера, кДж/кг°С; р°_П — плотность раствора полимера, кг/м³; — коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствора полимера (выбирается в зависимости от продолжительности закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера

( =1 — 2 ).

Данные для расчетов взяты из таблиц 11 и 12, а также из справочников:

m=0.16; C_ck=8.32; _ck=2.5*10³; S_H=0.14; C_H=2.5; _H=910; C_ж=4.18; _ж=1000;

Г=0.87; =1.5;

Т₀=32; Т_т=85; С⁰_П=0.102; ⁰_П=1200; Т⁰_П=80; V_П=334.9*10³.

Подставив данные в формулу ( 1 ) найдем:

V_T/V_П = 0.91, отсюда получим, что V_T=304.759*10³ м³ горячей воды, т. е. это объем, необходимый для закачки в пласт с целью проталкивания оторочки полимера.

Рассчитаем длительность периода закачки V_T=304.759*10³ м³ воды с учетом, что запроектированный ежесуточный ее расход составляет 50 – 75м³/сут (62.5 м³/сут):

V_T/62.5 = 4876.144 суток = 13.36 года

непрерывного технологического процесса.

По формуле ( 2 ) после соответствующих расчетов получим:

Т_П=68.04⁰С – температура раствора полимера в пластовых условиях, эта температура соответствует технологическому условию процесса ТПВ, т. е. температура раствора на забое действительно превышает начальную пластовую температуру (То=32⁰С) не менее чем на 20 - 30⁰С, а именно на 36.04⁰С.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований создан и внедрен принципиально новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором.

Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полимера, проникающий, прежде всего, по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Таким образом, гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются значительно большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Результаты теоретических и экспериментальных исследований показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (для указанных геолого-физических условий) составит 15—20%.

Успешность ТПВ во многом зависит от качества приготовления полимерного раствора. Для этого необходимо соблюдать следующие требования:

1. раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;

2. полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этой целью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центробежных;

3. потери тепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны быть минимальными.

Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании.

Наряду с уже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничение общего количества рабочего агента, поскольку создание необходимого гидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пласт горячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействия в 1,5 раза меньше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдается повышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработка месторождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, при использовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошие профили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост при­нимающих интервалов на 20—30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением и воздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными работами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячего полимерного раствора должен составлять 15—20% от общего перового объема пласта, затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей). Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими против первоначально определенных расчетным путем.

Дальнейшее развитие идея комбинированного теплового и полимерного воздействия получила в новой комплексной технологии с усиленным использованием теплового фактора — это технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), которая предусматривает чередование двухстадийных (двухэтапных) циклов закачки теплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом на закачку холодного раствора полимера. В результате технология имеет ряд преимуществ по сравнению с одноцикловой технологией ТПВ:

1. повышается приемистость нагнетательной скважины, поскольку раствор полимера поступает в предварительно про­гретую зону;

2. с использованием повышенных температур и полимерных растворов расширяется круг объектов применения технологии, и подключаются в активную разработку тонкие низкопроиицаемыс пласты;

3. увеличивается коэффициент охвата пласта рабочим агентом по сравнению с единовременным созданием оторочки раствора полимера заданного объема;

4. уменьшается расход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывным нагнетанием рабочего агента.

Рекомендации:

1. В дальнейшем более полно внедрять технологию термополимерного воздействия на Мишкинском месторождении;

2. Внедрять технологию термополимерного воздействия на других месторождениях Удмуртии с такими же геолого-физическими условиями как на Мишкинском месторождении;

По возможности внедрять более совершенную технологию ЦВПТВ.

Характеристики

Список файлов курсовой работы