Контрольная работа по "Геологии"

Законтурное заводнение - способ разработки нефт. м-ний, при к-ром поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды в нагнетат. скважины, располагаемые за внеш. контуром нефтеносности (по периметру залежи). Pасположение нагнетат. скважин относительно последнего определяется крутизной залегания и выдержанностью продуктивного пласта; расстояниями между нагнетат. скважинами в линии нагнетания, между внеш. и внутр. контурами нефтеносности и между внеш. контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин; соотношением вязкостей нефти и воды. Kроме того, необходимо обеспечивать относительно равномерное продвижение воды к центру залежи c целью уменьшения возможности прорыва нагнетаемой воды на отд. участках залежи. Hаиболее эффективно применение З. з. на относительно небольших м-ниях, пласты к-рых сложены однородными породами c хорошей проницаемостью, не осложнены нарушениями и содержат маловязкую нефть. Teпичный пример З. з. - эксплуатация Бавлинского м-ния в Tат. ACCP, где этот процесс был осуществлён полностью. З. з. применяется также в сочетании c др. видами заводнения.

 

Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.Приконтурное заводнение применяется:

§ при ухудшенной гидродинамической  связи пласта с внешней областью;

§ при сравнительно малых размерах залежи (см. законтурное заводнение);

§ для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления  между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования  языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны  некоторые возможные потери нефти  вследствие образования целиков  между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.

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

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической  изученности объекта разработки очаговое заводненне может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения и в известном смысле является средством регулирования процесса вытеснения.

Избирательную систему заводнення применяют, как н очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности и линзовидности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора.

Это осложняет систему водоснабжения  натнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта н результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Площадное заводнение – наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются (рис. 3.1). При разбуриваннп площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически вытоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше. Исторически сложилось так, что площадное заводненне использовали на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может

эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности  пласта.

В заключение необходимо заметить, что  перечисленные схемы размещения скважин могут применяться не только при закачке воды, но и  при закачке газа или при проталкивании  газом или водой различных  растворителей в виде оторочек. Однако масштабы применения других методов  воздействия, по сравнению с закачкой воды, настолько малы, что приходится говорить главным образом о размещении скважин при заводнении.

Закачка газа в пласт

 

Метод может быть эффективен при  наличии в продуктивном разрезе  глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет  значительно выше из-за его меньшей  по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного  по величине забойному.

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать  газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.

Потребность в суточной закачке  газа V может быть определена так:

V = Vн + Vв + Vг

Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V

n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности  наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в  пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

Закачка теплоносителей

 

Известно, что повышение температуры  ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью  в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что  и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к  постепенному охлаждению пласта, выпадению  парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений  в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при 200оС – до 0,783.

С повышением температуры уменьшается  поверхностное натяжение нефти  на границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

Щелочное заводнение основано на взаимодействии щелочи с пластовыми флюидами в результате чего в пласте образуется стойкие водонефтяные эмульсии, способствующие изменению параметров подвижности и выравниванию фронта вытеснения нефти. Для закачки щелочи в пласт созданы специальные установки. Щелочной раствор падают в виде оторочки, чередуя с попеременной закачкой минеральной воды с целью снижения проницаемости промытых зон и каналов. По мнению специалистов этот метод эффективен в пластах с высоковязкой нефтью и предпочтителен по сравнению с другими методами по неоднородным по проницаемости пластах.

Метод щелочного заводнения имеет модификацию: щелочно-силикатное заводнение. При котором в качестве базового реагента используют силикат натрия (растворимое стекло).

Мицеллярные растворы представляют собой микроэмульсии состоящие из воды, углеводородной жидкости и стабилизированной смеси мицеллообразований ПАВ. Они прозрачны, однородны и обладают бесконечно малым поверхностным натяжением на границе раздела. Эти растворы иногда называют «растворенной нефтью». Благодаря этим свойствам коэффициент нефтеотдачи при мицеллярном заводнении приближается к 1 или к 100%.

Мицеллярный раствор подается в пласт в виде оторочки, дальнейшее продвижение его по пласту производиться полимерами, а затем закачивают воду.