Методы увеличения нефтеотдачи

Электромагнитное  воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.

Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.

 

 

3. Расчетная часть

3.1. Пример определения программы разработки нефтеносного пласта при использовании внутрипластового горения (тепловой метод).

Предположим, что  решено воздействовать методом внутрипластового горения на пласт, характеризуемый следующими f параметрами:

Глубина залегания z*, м 700

Полезная  толщина  , м 4

Проницаемость k, Д0,9

Пористость  Ф 0,30

Нефтенасыщенностъ (в стандартных условиях) 0,60

Плотность нефти кг/м3920

Пластовая температура С 45

Пластовое давление р, бар 50

Диаметр эксплуатационной скважины , см16,8

Относительная проницаемость воздуха 0,05

Пусть результаты лабораторных экспериментов свидетельствуют о том, что в режиме сухого горения в пласте количество сгоревшего топлива ( ) r = 31кг/ , а необходимое количество воздуха = 340 / . В режиме влажного горения при водовоздушном отношении 2,5- /н данные параметры составляют соответственно23кг/ и 250н / .Требуется определить программу нефтедобычи в режиме внутрипластового горения на пятиточечном участке площадью 250 м х 250 м(Z = 250 м) при допущении, что коэффициент охвата пласта вдоль вертикали составляет Е = 1 (воздухом) и = 0,85 (фронтом горения).Разрабатываемый участок считается изолированным от соседних областей месторождения.

 

 

 

Определение количества воздуха для закачки в пласт. Программа нагнетания.

Допустим, что  = 0,65. Тогда получаем: = 0,65* 340 * 4 * 250 55,25 * н /ч.Предположим, что на завершающей стадии работы плотность потока воздуха = 0,5 н * * . Тогда получаем: = 3.5*4*250*0,5 = 1750 н /ч.Предлагается включить в программу нагнетания воздуха три следующих этапа. Начальный этап, в течение которого расход нагнетания =500 следующий этап, характеризуемый расходом нагнетания = 1500 , и заключительный этап, в течение которого = . Расход возрастает при достижении плотности потока через фронт горения порядка 1 .Тогда:

 

Общая продолжительность  работ:

Максимально давление нагнетания и мощность воздушного компрессора.

 

Положив = 0,195 сПз и , = 318 К, получаем:

Откуда при 

Пусть используется пятиступенчатый поршневой компрессор, позволяющий получить после охлаждения воздуха на выходе последней ступени давление 71,2 бар.

Определяем  мощность компрессора: Р = 177.6 • 1750 = 310800 Вт

 

Ожидаемые результаты увеличения добычи нефти.

Количество  нефти, вытесняемой в ходе горения, находится с помощью соотношения.Допустим, что ; ; и

. Если считать, что плотность кокса = 1000 кг/м3, то

Количество  нефти, вытесненной с площади разрабатываемого участка

Общий воздухонефтяной  фактор составляет:

Можно рассмотреть  возможность использования влажного горениядля повышения добычи нефти. Следующее уравнениепозволяет найти долю нефти, вытесненной при разработке пласта:

 

 

Текущий охват по площади пласта x(t) при прохождении фронтагорения определяется соотношением:

Для рассматриваемого здесь примера

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2. Расчет основных параметров промывки забоя скважины (физический метод)

 

Исходные данные:

Глубина скважины Н= 1810 м;

Диаметр эксплуатационной колонны D= 146мм;

Диаметр промывочных  труб d = 73 мм;

Высота пробки, промытой за один прием h = 12м;

Максимальный  размер зерен  = 1мм;

Плотность зерен  = 2600 кг/м ;

Плотность воды = 1000 кг/м;

Расчет прямой промывки водой.

1. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 73-мм трубах определяются по формуле

 м. вод. ст., (1)

где - коэффициент трения при движении воды в трубах;

Uh ɪ - скорость нисходящего потока жидкости.

Uh I = 1,048 м/с; Uh II = 1,52 м/с; Uh III = 2,32 м/с; Uh IV =3,36 м/с;

d =0,062

Подставив численные  значения в формулу (1), получим потери давления на гидравлические сопротивления h1I, h1II, h1III, h1IV при работе агрегата на I, II, III, IV скоростях.

h1I = 0,035×(1810/0,062×1,0482/2×9,81) = 57,17 м.вод.ст.

h1II = 0,035×(1810/0,062×1,522/2×9,81) = 120,3 м.вод.ст.

h1III = 0,035×(1810/0,062×2,322/2×9,81) = 280,2 м. вод. ст.

h1IV = 0,035×(1810/0,062×3,362/2×9,81) = 587 м.вод.ст.

2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле

 

h = , м.вод.ст., (2)

где - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления, принимаем = 1,2; ; D=0,15 м.

U = 0,276 м/с; U = 0,399 м/с ; U = 0,61 м/с; U = 0,88 м/с.

Подставив численные значения в формулу (2), получим величины h2I , h2II, h2III, h2IV при работе агрегата на I, II, III, IV скоростях.

h = 1,2×0,034×(1810/(0,15-0,073)×0,2762/2×9,81) = 2,81 м.вод.ст.

h = 1,2×0,034×(1810/0,15-0,073)×0,3992/2×9,81) = 7,67 м.вод.ст.

h = 1,2×0,034×(1810/0,15-0,073)×0,612/2×9,81) = 18,1 м.вод.ст.

h = 1,2×0,034× (1810/0,15-0,073) ×0,882/2×9,81)=37,8 м.вод.ст.

3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве определяются по формуле К.А. Апресова

, м. вод. ст., (3)

где пористость пробки m = 0,3; F- площадь сечения эксплуатационной колонны F = 177см ;f - площадь сечения кольцевого пространства скважины f =135 см ; скорость свободного падения зерен U =9,5 см/с; U - скорость восходящего потока жидкости, см/с ;

h = [((1-0,3)×177×12)/135]×[2600/1000×(1-9,5/27,6))-1] = 7,8 м.вод.ст.

h = [((1-0,3)×177×12)/135]×[2600/1000×(1-(9,5/39,9))-1] = 10,8 м.вод.ст.

h = [((1-0,3)×177×12/135]×2600/1000×(1-9,5/61))-1] = 13,1 м.вод.ст.

h = [((1-0,3)×177×12/135]×2600/1000×(1-9,5/88))-1] = 14,6 м.вод.ст.

4. Потери напора, возникающие в шланге h и вертлюге h , составляют сумме при работе агрегата:

на скорости I – (h +h ) = 4,7 м.вод.ст.

на скорости II – ( h ) = 10,4 м.вод.ст.

на скорости III – (h +h ) = 22 м.вод.ст.

на скорости IV – (h +h ) = 31 м.вод.ст.

5. Потери давления  на гидравлические сопротивления  в 73-мм в нагнетательной линии от насоса до шланга. Принимаем длину этой линии l = 40 м.

h = 0,035×(40/0,062×1,048 /2×9,81) =1,3 м.вод.ст.

h = 0,035×(40/0,062×1,52 /2×9,81) =2,7 м.вод.ст.

h = 0,035×(40/0,062×2,32 /2×9,81) = 6,2 м.вод.ст

 h = 0,035/(40/0,062×3,36 /2×9,81) = 13,0 м.вод.ст.

6. Давление на выкиде насоса определяется:

скваж , МПа, (4)

Подставив численные  значения в формулу (4), получим РнI , РнII , РнIII , РнIV:

Р = 1×10 ×1000×9,81×(57,17+2,81+7,8+4,7+1,3) = 0,723 МПа

Р = 1×10 ×1000×9,81×(120,3+7,67+10,8+10,4+2,7) = 1,48 МПа

Р = 1×10 ×1000×9,81×(280,2+18,1+13,1+22+6,2) = 3,33 МПа

Р = 1×10 ×1000×9,81×(587+37,8+14,6+31+13) = 6,7 МПа

7. Давление на забое скважины определяется:

, МПа, (5)

Подставив численные  значения в формулу (5) , получим Р3I , Р3II , Р3III, Р3IV:

Р = 1×10 ×1000×9,81×(1810+2,81+7,8) =17,86 МПа

Р = 1×10 ×1000×9,81×(1810+7,67+10,8) = 17,93 МПа

Р = 1×10 ×1000×9,81×(1810+18,1+13,1) = 18,06 МПа

Р = 1×10 ×1000×9,81×(1810+37,8+14,6) = 18,27 МПа

8. Мощность, необходимая для промывки , определяется по формуле

 

, (6)

где к.п.д. агрегата, ; Q – расход жидкости , м/с.

Q = 3,16×10 м/с; Q = 4,61×10 м/с; Q =7,01×10 м/с; Q = 10,15·10 м/с.

N I = (0,723×3,16×10 ×10 )/(10 ×0,65) = 1,48 кВт

N II = (1,48×4,61×10 )/(10 ×0,65) = 4,43 кВт

N III = (3,33×7,01×10 )/(103×0,65) = 15,1 кВт

N IV = (6,7×10,15×10 )/(103×0,65) = 44,42 кВт

9. Коэффициент  использования максимальной мощности  промывочного агрегата определяется

, %. (7)

где =110 кВт – максимальная мощность двигателя агрегата ЦА-320

К1 = (1,48/110)×100% = 1,34%

К2 = (4,43/110)×100% = 3,9 %

К3 = (15,1/110)×100% = 40,18%

Скорость подъема  определяется:

U , м/с (8)

U = 0,276-0,095 = 0,181 м/с

U = 0,399-0,095 = 0,304 м/с

U = 0,610-0,095 = 0,515 м/с

10. Продолжительность  подъема определяется:

t = ,с (9)

t = 1182/0,181=6530 c = 2 час. 21 мин.

tII = 1182/0,304=3888 c = 1 час. 8 мин.

tIII =1182/0,515=2295 c = 1 час. 3 мин.

11. Размывающая  сила струи жидкости. Силу удара  зерен промывочной жидкости можно  определить по следующей формуле

 

Р = 2×102×Q2/ƒц×F, кПа, (10)

где площадь  проходного сечения эксплуатационной колонны ƒц = 30,2 см2; F = 177 см2

Подставив численные  значения в формулу (10), получим РI , РII , РIII .

РI = 2×102×3,162/30,2×177 = 0,374 кПа

РII = 2×102×4,612/30,2×177 = 0,796 кПа

РIII = 2×102×7,01/30,2×177 = 1,84 кПа

Расчет технологической  эффективности

Эффективность применения технологического процесса оценивается в порядке, установленном  в ОАО «Татнефть» для технологий увеличения нефтеотдачи. Экономический  эффект оценивается по дополнительно добытой нефти согласно методическим рекомендациям по РД 39-01/06-001-89.

Дополнительную  добычу нефти (прирост добычи) определим  по формуле:

, (11)

где q1 – среднесуточный дебит скважины по нефти до применения ВУКСЖС, т/сут;

q2 – среднесуточный дебит скважины по нефти после применения ВУКСЖС, т/сут;

Кэ - коэффициент эксплуатации.

Скважина №1574:

1= (6,12– 4,8) 365 0,9 = 431 т/год;

Скважина №1575:

2 = (4,47 – 3,1) 365 0,9 = 449 т/год;

Скважина №1576:

3 = (6 – 3,92) 365 0,9 = 682 т/год.

Средний прирост  по трем скважинам:

ср = ( 1 + 2 + 3)/3 = (431 + 449 + 682)/3 = 520 т/год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Применением методов  по увеличению дебита скважин можно  достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи.

Все вышеперечисленные  методы: тепловой, газовый, химический, гидродинамический и физический метод характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов.

Так по России КИН  тепловых методов составляет 15–30%, газовых методов – 5–15%, химических методов – 25–35%, физических методов – 9–12%, гидродинамических методов – 7–15%

Согласно обобщенным данным при применении современных  методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30–70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например,  лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.