Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Содержание

Введение

1.Труболовка внутренняя неосвобождающаяся ТВП

2.Геолого-физические методы увеличения нефтеотдачи пластов

2.1 Технология процесса разработки и методы контроля за ним при закачке гелеобразующих составов в пласт. ВУС, ГОС, ОС

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.

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.

1.Труболовка внутренняя неосвобождающаясяТВП

Конструкция труболовки позволяет освобождать их от захваченных труб на устье скважины без проведения сварочных работ.

Назначение изделия

Труболовка внутренняя неосвобождающаяся ТВП предназначена для извлечения насосно-компрессорных труб при проведении ремонтных и аварийно-восстановительных работ в скважинах. Конструкция труболовки позволяет освобождать захваченные трубы на устье скважины без проведения сварочных работ.

Конструкция

Труболовка типа ТВП состоит из следующих деталей: переводник, корпус, плашка, шпонка, винт. Переводник имеет муфтовый конец с замковой резьбой для соединения с ловильной колонной. На другом конце переводника нарезана специальная резьба для присоединения корпуса труболовки, который выполнен в виде патрубка с наклонными пазами, по которым перемещаются плашки с ловильными резьбами.Конструкцией труболовки предусмотрен центральный промывочный канал.Труболовка внутренняя неосвобождающаяся имеет два исполнения: правое и левое.

Принцип работы

Присоединить труболовку к нижнему концу колонны бурильных труб. Спустить в скважину. За 30 метров (во избежание прихвата инструмента ) до верхнего конца аварийного объекта ,рекомендуется восстановить циркуляцию и при прокачке жидкости спустить труболовку до верхнего конца аварийного объекта.

Строго следя за показаниями индикаторавеса,медленно ввести инструмент внутрь ловильных труб. При этом фиксируется момент посадки инструмента . Рекомендуется, при посадке не передавать полный вес буровой колонны на аварийный объект, во избежание осложнений .После ввода труболовки в аварийные трубы, осторожно приподнять инструмент, для захвата ловимой колонны труб . Увеличение веса по показанию прибора свидетельствует о захвате ловимой колонне труб.

2. Геолого-физические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении

Методы направленные на увеличение нефтеотдачи пластов осуществляется закачкой воды в пласт (заводнение). Различают заводнения : законтурное (для залежей с небольшими площадями нефтеносности при достаточной гидродинамической связи законтурной и нефтеносной частей пласта ) и внутриконтурное (для залежей с большими площадями нефтеносности при отсутствии или затрудненности гидродинамической связи законтурных и внутриконтурных частей пласта) и нестационарное заводнение. Нефтеотдачи при заводнении достигает 60-70 %.

1.Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. С целью поддержание пластового давления производится закачка воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой ( за внешним контуром нефтеносности). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности (от 100 до 1000 м)

Применяют :

При небольших размерах залежи

Высокая гидропроводность

Хорошая связь законтурной области с залежью

2. Приконтурное заводнение

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (200-300 м).

Применяют при раз-ке залежи с проявлением барьерного эффекта . Барьерный эффект обусловлен окислением нефти на границе с водой и выпадением из нефти смол и асфальтенов.

Преимущества приконтурного заводнения: краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 - 3 м ).

Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

3.Внутриконтурное заводнение

Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

блоковое заводнение;

барьерное заводнение;

разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

сводовое заводнение;

очаговое заводнение;

2.1 Технология процесса разработки и методы контроля за ним при закачке гелеобразующих составов в пласт. ВУС, ГОС, ОС

труболовка нефтеотдача пласт

Основной реагент полиакриламид. Различают несколько модификаций:

СПС- сшитая полимерная система, применяется высоко и низко молекулярный полимер, в качестве сшывателя применяется ацетат хрома ПАА+АХ или и хлоркалиевыекварцы ПАА+ ХКК. За счет сшивателей стабилизируют полимер.

ВУС-ВязкоУпругиеСоставы. В Основе присутствуют высокомолекулярные полимеры. ПАА-0.6-3%.

Применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах.

ПАПС-ПоверхностноАктивныеПолимерныеСистемы, смесь ПАА и ПАВ. Направлен на увеличения коэфицента охвата заводнением и увеличения коэфицента вытеснения.

ГОС-ГелеОбразующиеСистемы, направлены на загущения воды и увеличения коэфицента охвата пласта.

БГС-БольшеобъемнаяГелеваяСистема, применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах и увеличения охвата пластов за счет загущения закачиваемой воды.

При вытяснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей воды и нефти. Для уменьшения этого отношения и как следствие увеличения нефтеотдачи, используются водные растворы полимеров. В качестве полимера чаще всего используют полиакриламид(ПАА). Молекулы полимера продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. Фильтрация водного раствора полимеров происходит так, что с увеличением градиента давления скорость его фильтрации возрастает медленнее по сравнения со скоростью фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и при том с каждым приращением градиента давления возрастает на все меньшую величину называется дилантной. Вязкость закачиваемого раствора ПАА доводят до 5-6 вязкостей воды. Механизм вытеснения нефти раствором ПАА похож на вытеснения с использованием ПАВ, но имеет абсолютно другую природу.

Водный раствор ПАА также применяют с целью регулирования движения жидкости по пропласткам. При закачке дилантной жидкости в пласт, она уходит в высокопроницаемые пропластки, снижая тем самым скорость движения воды в данных пропластках. Далее повышают давление нагнетания, тем увеличивая скорость вытеснения нефти водой из менее проницаемых пропластков.

Список использованной литературы

1)"Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», В.С. Бойко, Москва «Недра», 1990г.

2)"Эффективность современных методов разработки нефтяных залежей», Б.Ф. Сургучев, В.И. Колганов. 2004г.

Размещено на Allbest.ru