Способы заводнения пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Методы химического действия на, как заведено, продуктивные пласты осуществляются на основе изучения особенностей структуры и параметров пористой среды и физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, также действий, протекающих на границе разделов жидкость-жидкость, жидкость-твердое тело.

В то же время способы исследования макро- и микропроцессов, протекающих меж жидкостями и, как многие думают, породой конкретно в поровом пространстве, фактически не исследованы ввиду очень огромных проблем проведения таковых исследований.

Вся информация о действиях, происходящих при фильтрации, как многие выражаются, многофазных жидкостей сквозь, как заведено выражаться, пористые среды, выходит в основном при исследовании параметров жидкостей в свободном объеме и тех конфигураций, которые они претерпевают при фильтрации через модели пористых сред (Р. И действительно, х. Обратите внимание на то, что муслимов, С. И действительно, н. Вообразите себе один факт о том, что головко, Т. И действительно, а. Как бы это было не странно, но захарченко, Н. Как бы это было не странно, но л. Захарченко. «Применение ЯМР в как бы нефтяной геологии». И даже не надо и говорить о том, что казань, 1998, стр.39). Не для кого не секрет то, что эта информация как бы употребляется в разных математических моделях, описывающих процессы вытеснения нефти, как всем известно, водой с добавками химреагентов. Обратите внимание на то, что полученые различные результаты лабораторных исследований, нередко противоречат друг дружке. Необходимо подчеркнуть то, что таким образом, нет одного представления по важным вопросцам физики и физикохимии вытеснения нефти из пористых сред (Ш.К.Гиматудинов.«Физика нефтяного и газового пласта.» М., Недра, 1971, стр.241).

Что касается результатов, как мы выражаемся, промысловых испытаний, то в большинстве публикаций отмечается положительная эффективность испытуемых хим МУН. Само-собой разумеется, создателями так сказать их являются, обычно, создатели технологий, также представители, как все знают, тех нефтяных компаний, которые осуществляли эти тесты. Вообразите себе один факт о том, что публикации независимых экспертов по оценке эффективности хим МУН фактически отсутствуют. Очевидно, те компании, которые продолжают как бы использовать хим МУН, убеждены в их эффективности. Как бы это было не странно, но те компании, которые не используют хим МУН, не, как все знают, считают нужным их использовать, и, как всем известно, поэтому не, стало быть, приглашают независящих профессионалов. Вообразите себе один факт о том, что те же компании, которые резко уменьшили либо на сто процентов, наконец, отказались от внедрения этих методов (к примеру, Сибнефть), разумеется, таковой вывод сделали на как бы основании собственных исследований и потому также не нуждаются в, как все знают, независящей экспертизе.

ВИДЫ МУН

Химические МУН, прошедшие опытно-промышленные тесты, можно, наконец, подразделить на следующие группы:

· методы, направленные на повышение коэффициента вытеснения;

· методы, направленные на роста охвата пласта заводнением;

· комплексные способы, направленные на повышение коэффициента вытеснения и охвата пласта заводнением

Способы, как мы привыкли говорить, направленные на повышение коэффициента вытеснения

Коэффициент вытеснения нефти -- отношение размера нефти, вытесненной любым агентом из образца породы либо модели пласта до полного насыщения сиим агентом получаемой продукции, к, как все говорят, исходному размеру нефти, содержащейся в образце породы либо модели пласта (Л.Е.Ленченкова «Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами», М., Недра, 1998, стр.12).

Увеличение коэффициента вытеснения, наконец, достигается за как бы счет смешиваемости нефти и вытесняющего агента (углекислый газ, газ, как многие думают, высочайшего давления, растворители), снижения межфазного натяжения и увеличение смачиваемости пласта водой (поверхностно-активные вещества, щелочи). (М. Вообразите себе один факт о том, что л. Все давно знают то, что сургучев. «Вторичные, как мы с вами постоянно говорим, и третичные способы роста нефтеотдачи пластов.» М., Недра, 1985).

Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения:

К = Квыт * Кохв,

Где Квыт -- коэффицент вытеснения, Кохв -- коэффициент охвата пласта заводнением.

Коэффициент охвата пласта заводнением, как мы с вами постоянно говорим, неоднородного пласта зависит от параметра:

мо = (кв/мв)/(кн/мн),

где кв и кн -- фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти,

мв и мн -- вязкость соответственно воды и нефти.

Чем больше параметр мо, тем меньше коэффициент охвата пласта заводнением.

При увеличении коэффициента вытеснения нефти водой, стало быть, возрастает водонасыщенность пласта. Обратите внимание на то, что в согласовании с, как большинство из нас привыкло говорить, кривыми фазовой проницаемости с увеличением водонасыщенности возрастает, как заведено выражаться, фазовая проницаемость для воды, а, следовательно, и параметр мо. И действительно, в итоге миниатюризируется коэффициент охвата пласта заводнением.

Таким образом, повышение коэффициента вытеснения обязано вести к увеличению нефтетдачи.. Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что в тоже время миниатюризируется коэффициент охвата пласта заводнением, что ведет к уменьшению нефтеотдачи. Надо сказать то, что другими словами, применение агентов, увеличивающих коэффициент вытеснения, оказывают два противоположных эффекта. И действительно, потому все промысловые опыты по применению способов, увеличивающих коэффициент вытеснения, не дали конкретного, как многие выражаются, точного результата.

Способы, как мы выражаемся, направленные на роста охвата пласта заводнением

Эти методы, в свою очередь, можно подразделить на последующие группы:

· повышающие вязкость вытесняющего агента (полимеры, мицеллярные растворы);

· понижающие вязкость и увеличивающих размер нефти (углекислый газ, пар, горячая вода, внутрипластовое горение);

· потокоотклоняющие технологии и выравнивание профиля приемистости.

Заводнение (закачка раствора полиакриламида)

Основное свойство полимера наконец-то заключается в загущении воды. Несомненно, стоит упомянуть то, что другими словами раствор полимера обладает наиболее, как мы с вами постоянно говорим, высочайшей вязкостью, чем, как заведено, рядовая вода. Очень хочется подчеркнуть то, что это, вообщем то, приводит к уменьшению соотношения вязкостей нефти и рабочего агента, другими словами параметра мо. и сокращению критерий прорыва воды в следствие вязкостной неустойчивости. Обратите внимание на то, что растворы полимера, стало быть, оказывают влияние также на поведение, как большинство из нас привыкло говорить, фазовых проницаемостей.

В работе М. Вообразите себе один факт о том, что л. Было бы плохо, если бы мы не отметили то, что сургучева (рис.50,стр.166) приведены кривые относительных проницаемостей для воды и раствора полимера (0,05). Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что из рисунка следует, что относительная проницаемость для раствора меньше, чем для воды. Не для кого не секрет то, что это ведет к дополнительному понижению параметра мо. И действительно, в итоге возрастает охват пласта заводнением и в целом нефтеотдача пласта.

В работе В. Несомненно, стоит упомянуть то, что и. Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что селякова и В.В.Кадет « Перколяционные модели действий переноса в микронеоднородных средах» (М., Недра, 1995 г.) показано (кривая n = 1/2 рис. 19а, стр.64), что, как многие думают, относительная проницаемость, как мы привыкли говорить, вязкопластичных жидкостей выше по сравнению с водой.

То есть поведение, как мы привыкли говорить, относительных проницаемостей у различных создателей различное.

Полимерные растворы владеют также, как большая часть из нас постоянно говорит, вязкопластичными качествами, либо так называемыми неньютоновскими качествами, другими словами владеют, как заведено выражаться, исходным градиентом сдвига. Возможно и то, что в неоднородных средах это ведет к тому, что часть пор меньше определенного размера, будет как бы отключена из фильтрации при одних и тех же давлениях нагнетания. А это значит понижение охвата пласта заводненнием. Как бы это было не странно, но в целом указанные, мягко говоря, факторы снижают приемистость, как мы с вами постоянно говорим, нагнетательных скважин.

Для поддержания достигнутых темпов разработки требуется увеличение давления нагнетания. Вообразите себе один факт о том, что но увеличение давления нагнетания может вести к созданию трещин или расслоению пласта, что наконец-то будет сводить на, наконец, нет положительные результаты растворов полимера.

Таким образом, изложенное также наконец-то свидетельствует о неоднозначности как бы эффективности полимерного заводнения.

Полимерное заводнение прошло широкие промысловые тесты. Само-собой разумеется, о их результатах будет отмечено ниже.

Потокоотклоняющие технологии и технологии выравнивания профиля приемистости.

Такое подразделение так сказать носит условный нрав. Надо сказать то, что в разработках выравнивания профиля приемистости реагент закачивается в объеме 5 -- 40 м3 на 1 м толщины пласта, а в потокоотклоняющих разработках -- существенно больше.

К потокоотклоняющим технологиям относят закачку реагентов, понижающих проницаемость, как все знают, отдельных высокопроницаемых, как многие выражаются, промытых пропластков.

К ним относятся закачка, как большинство из нас привыкло говорить, суспензионных растворов; реагентов, образующих в пласте осадки в итоге, как многие выражаются, хим взаимодействия, как заведено, закачиваемого реагента, как мы с вами постоянно говорим, с пластовыми флюидами, сначала с водой, либо взаимодействия меж, как все говорят, реагентами закачиваемой композиции; композиции, образующие в пласте гель либо эмульсии.

Считается, что структура реагентов такая, что они также попадают в более проницаемые пропластки пласта, снижая их проницаемость. Всем известно о том, что это приводит к перераспределению потоков воды в пласте в наименее проницаемые пропластки и тем снижают степень неоднородности пласта. Надо сказать то, что потому эти способы получили наименование потокоотклоняющих либо выравнивания профиля приемистости (отдачи при ограничении добычи, как мы выражаемся, попутной воды).

При лабораторных исследованиях при прокачке реагентов через модель как бы пласта наблюдается понижение расхода воды. Мало кто знает то, что то же самое происходит, обычно, при закачке реагентов в скважины, что свидетельствует о том, что закачиваемые реагенты либо имеют завышенную вязкость, либо происходит кольматация пласта.

Поэтому закачка реагентов в, как мы выражаемся, нагнетательные скважины делается при повышенных давлениях. Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что при всем этом может как раз происходить раскрытие трещин либо расслоения пласта. После закачки реагентов нагнетательные скважины так сказать подключаются к работающей системе ППД, где как бы поддерживается то же давление, что и до закачки реагентов.

Спрашивается, почему до закачки реагентов, как многие думают, низкопроницаемые пласты не воспринимали воду, а после закачки реагента начали также принимать при тех же давлениях закачки?

Оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет внедрения МУН

Одним из важнейших моментов является оценка фактического прироста коэффициента нефтеотдачи пластов за счет внедрения МУН.

В начале проведения, как заведено, промысловых испытаний оценку прироста коэффициента нефтеотдачи пробовали наконец-то выполнить методом сопоставления технологических показателей разработки опытнейших и контрольных участков. Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что при всем этом контрольный участок должен быть схож опытнейшему, как по геолого-физическим свойствам, так и по условиям разработки. Несомненно, стоит упомянуть то, что выдержать же идентичность, как заведено, опытнейшего и, как всем известно, контрольного участков по всем показателям не удается фактически никогда.

В связи с сиим для оценки, как все говорят, технологической эффективности употребляют статистические методы прогнозирования характеристик разработки и, как большинство из нас привыкло говорить, конечной нефтеотдачи. Необходимо отметить то, что в качестве статистических способов, наконец, употребляются свойства вытеснения, представляющие эмпирические зависимости меж значениями отбора нефти, воды и жидкости. Все давно знают то, что по приобретенным зависимостям делается прогноз добычи нефти, жидкости и воды по как бы базисному варианту, т.е. без внедрения МУН.

В соответствии с « Методическим управлением по оценке технологической эффективности внедрения способов роста нефтеотдачи» (С.А.Жданов, А. И даже не надо и говорить о том, что т. Горбунов и др. «РД 153--39.1-004-96.» М.:Обратите внимание на то, что рмнтк Нефтеотдача,1996. -- 87 с.) за прирост коэффициента нефтеотдачи принимается, как многие выражаются, доборная добыча нефти, получаемая как разность меж фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной), определяемой по чертам вытеснения.

Точность оценки технологической эффективности по чертам вытеснения, в конце концов, зависит от соблюдения технологии разработки объекта опосля внедрения способа, которая должна быть таковой же, как и до внедрения, также от продолжительности периода, на который проводится экстраполяция (М.Л.Сургучев, стр.140). Не для кого не секрет то, что также на точность определения, как большинство из нас привыкло говорить, доборной добычи нефти влияет точность замера дебита жидкости скважин и определения обводненности их продукции.

Точность замер дебита воды на, как многие думают, групповых замерных устройствах (ГЗУ)

В настоящее время. Возможно и то, что ежели ГЗУ обустроен, как заведено, турбинным большим счетчиком, то на его показания влияют наличие водянистой фазы по всему сечению потока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие, как многие выражаются, пенной структуры в измеряемой продукции, что соединено с инерционностью турбинки. Очень хочется подчеркнуть то, что к, как мы с вами постоянно говорим, тому же турбинный, в конце концов, расходомер имеет, как все говорят, высшую погрешность измерения при колебании в процессе измерения вязкости и плотности воды. Всем известно о том, что чем ниже дебит скважины, тем меньше точность измерения. Нижний предел измерения дебита -- более 5 м3/сут.

Если измерительный узел представлен тахометрическим, как люди привыкли выражаться, массовым счетчиком камерного типа, то погрешность измерения составляет от 7 до 23%, в среднем порядка 18%. Кроме того, выявлено, что

· счетчик неработоспособен при наличии АСПО и, как заведено, взвешенных механических частиц в замеряемой воды;

· отсутствие замеров при 100% обводненности либо близкой к 100%;

· отсутствие замеров на скважинах с высоковязкой жидкостью.

Оценка обводненности

нефть заводнение химическое

Обводненность продукции скважин определяется в лаборатории по пробам воды, отбираемых с устья скважин. Само-собой разумеется, точность определения ±2%. Необходимо подчеркнуть то, что не считая, как многие думают, того, понятно, что поступление воды и нефти на устье скважин носит пульсирующий нрав, в связи с чем наблюдаются колебания в значениях обводненности в течение, как заведено, недлинного периода времени.

В статье Н. И действительно, в. Очень хочется подчеркнуть то, что егоровой и А.М.Болонкива («О точности определения обводненности продукции скважин на месторождении Узень», НТС «Разработка, как все говорят, нефтяных и газовых месторождений» Казахский ГНИПИ. Вообразите себе один факт о том, что изд. Вообразите себе один факт о том, что внииоэнг, вып. 3, 1993) отмечается, что для обеспечения, как все говорят, среднемесячной обводненности скважин с погрешностью ±2% необходимо, наконец, отобрать 15 проб из скважин, эксплуатируемых ШГН, и 234 -- из газлифтных скважин.

Согласно же РД 153--39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» для определения средней обводненности за месяц следует, мягко говоря, отбирать одну пробу в недельку либо 4 -5 пробы за месяц.

Усреднение значений водосодержания проб продукции на промыслах делается по, как многие выражаются, различному.

Понятно, что добыча нефти в месяц, определенная на базе замеров дебитов воды по скважинам и обводненности их продукции, различается от размера нефти, находящихся в товарных парках. Всем известно о том, что в связи с сиим также вносятся уточнения в характеристики добычи нефти по скважинам, которые, мягко говоря, отражаются в, как всем известно, эксплуатационных карточках. Все давно знают то, что при этом общепринятая методика уточнения добычи нефти по скважинам, которая выдерживалась бы из месяца за месяц, отсутствует.

Таким образом, точность определения дебита воды и обводненности продукции скважин в принципе неизвестна.

Оценка дополнительной добычи нефти

Из литературных источников (к примеру, М. Как бы это было не странно, но м. Возможно и то, что хасанов, Т. Не для кого не секрет то, что а. Необходимо подчеркнуть то, что исмагилов, В. Как бы это было не странно, но п. Мангазеев, А. Мало кто знает то, что е. Всем известно о том, что растрогин, И. Несомненно, стоит упомянуть то, что с. Все знают то, что кольчугин, И. Необходимо отметить то, что с. Было бы плохо, если бы мы не отметили то, что тян (ОАО «ЮКОС», ЮганскНИПИнефть) «Применение, как заведено выражаться, сшитых полимерно-гелевых составов для повы шения нефтеотдачи пластов». Всем известно о том, что доклад на всероссийском совещании в апреле 2000 г.) известно, что при применении потокотклоняющих технологий либо выравнивания профиля приемистости на неких участках с огромным числом нагнетательных скважин (10 и поболее) наблюдалось понижение обводненности до 15%, что вообще значительно.

Однако в, как всем известно, размещенных статьях приводится динамика закачки воды и отбора воды в целом по участку, а не по скважинам. Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что вероятнее всего, вышло перераспределение закачки воды по скважинам, что ведет к гидродинамическому эффекту, которого можно как бы достигнуть за, стало быть, счет, как заведено выражаться, нестационарного заводнения. И даже не надо и говорить о том, что тоже происходит и при закачке реагентов в, как мы привыкли говорить, отдельные очаговые, как заведено выражаться, нагнетательные скважины, на, как все знают, работу которых влияют примыкающие участки.

В целом по подавляющему числу участков текущее понижение обводненности после применения способа составляет менее 1- 2% (к примеру, И. И действительно, н. Не для кого не секрет то, что файзуллин, С. Необходимо отметить то, что а. Яковлев, В. Конечно же, все мы очень хорошо знаем то, что т. Все знают то, что владимиров,И.В.Владимиров, М. Необходимо подчеркнуть то, что ш. Очень хочется подчеркнуть то, что каюмов «Анализ эффективности методов роста нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д1 Абдрахмановской площади». Как бы это было не странно, но нтж «Нефтепромысловое дело», М., ОАО «ВНИИОНГ»).

Также дополнительная добыча растет, ежели, вообщем то, происходит отключение, как большинство из нас привыкло говорить, отдельных наиболее обводненных скважин. Возможно и то, что в таком случае определять, как большая часть из нас постоянно говорит, доп добычу нефти по характеристике вытеснения в предстоящем нельзя, потому что статистические зависимости, вообщем то, подразумевают сохранение режима эксплуатации, в том числе и количества скважин.

В действительности же доборная добыча нефти продолжает так сказать считаться, время от времени с принятием новейшей характеристике вытеснения, что также подразумевает во почти всех, как мы с вами постоянно говорим, случаях высокую эффективность. Мало кто знает то, что применять статистические зависимости можно лишь в течение максимум, как заведено, 1-го года.

Рассматривая динамику доборной добычи нефти, можно, мягко говоря, отметить, что по, как мы выражаемся, большому числу участков, как всем известно, доборная добыча по месяцам существенно колеблется, вплоть, как большая часть из нас постоянно говорит, до отрицательных значений. Как бы это было не странно, но при всем этом, как все говорят, отрицательные значения принимаются за, как многие думают, нулевую дополнительную добычу. Было бы плохо, если бы мы не отметили то, что другими словами доборная добыча завышается.

Ни один способ не имеет 100 процентную удачливость. Не для кого не секрет то, что по неуспешным, как мы выражаемся, воздействиям дополнительная добыча принимается равной нулю, хотя в реальности по большинству из их имеет место, как большинство из нас привыкло говорить, отрицательная добыча нефти. Вообразите себе один факт о том, что потому в целом по всем способам эффективность, вообщем то, завышена.

Дальше, из всех публикаций и дискуссий на семинарах, совещаниях и конференциях по применению МУН также отмечается, что доборная добыча нефти, вообщем-то, имеет место в течение лишь, как мы с вами постоянно говорим, определенного срока, что, вообщем говоря, непонятно.

Не понятно, как определяется срок деяния способа?

После окончания срока деяния способа добыча нефти длится. Всем известно о том, что тогда как раз следует продолжать смотреть за базисной добычей нефти, ведь может, наконец, случиться так, что после окончания деяния способа, как многие выражаются, текущая фактическая добыча нефти может оказаться ниже, как большая часть из нас постоянно говорит, базисной, а, следовательно, опосля какого-то времени фактическая накопленная добыча нефти и как бы базисная скопленная добыча нефти сравняются. Надо сказать то, что в этом случае, как люди привыкли выражаться, никакого прироста коэффициента нефтеотдачи не, наконец, будет.

Таким образом, оценка эффективности МУН лишь по чертам вытеснения недостаточна надежна. Было бы плохо, если бы мы не отметили то, что в связи с сиим Л. Не для кого не секрет то, что е. Необходимо подчеркнуть то, что ленченкова наконец-то отмечает, что «…использование черт вытеснения из, как все говорят, продуктивных пластов для прогнозирования характеристик разработки без МУН так сказать следует считать, как большинство из нас привыкло говорить, мерой вынужденной.»

Выводы

На основании изложенного можно, наконец, сделать последующие выводы:

· теоретические предпосылки внедрения химических способов не на сто процентов учитывают свойства, как люди привыкли выражаться, неоднородных пластов;

· точность промысловой инфы такая, что не дозволяет однозначно оценить эффективность внедрения химических м способов;

· все анализы эффективности внедрения химических способов осуществляют авторы технологий с ролью тех, кто вводит эти способы. Мало кто знает то, что не так сказать уделяется достаточно внимание соблюдению критерий проведения опыта.

· для увеличения надежности оценки эффективности внедрения химических методов необходимо расширить объемы их внедрения с соблюдением критерий проведения эксперимента, повысить точность определения дебита скважин по жидкости содержания воды в продукции.

· для оценки эффективности внедрения химических МУН следует привлекать независимых профессионалов.

Размещено на http://www.allbest.ru/