Методы интенсификации работы скважин презентация
Обновлено: 07.07.2024
10.12.091 Методы интенсификации добычи Томский политехнический университет Кафедра геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений Лектор: Ильина. - презентация
Презентация на тему: " 10.12.091 Методы интенсификации добычи Томский политехнический университет Кафедра геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений Лектор: Ильина." — Транскрипт:
1 Методы интенсификации добычи Томский политехнический университет Кафедра геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений Лектор: Ильина Галина Федоровна кандидат геолого-минералогических наук
2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ - заводнение, - циклическая закачкаХИМИЧЕСКИЕ - Полимеры - Щелочь - ПАВ - Пена, гельГАЗОВЫЕ - Окисление - Углеводороды - Диоксид углерода - Дымовой газТЕПЛОВЫЕ - вытеснение нефти паром - внутрипластовое горение - горячая водаБИОЛОГИЧЕСКИЕ
3 К методам увеличения нефтеотдачи (МУН) следует относить только методы, позволяющие повысить объем извлекаемой нефти, добываемой за счет дренирования той части залежи, которая не охватывается разработкой при естественном режиме эксплуатации.
4 Различают текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам. Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам. Текущая нефтеотдача зависит от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной нефти в данный момент времени к ее начальным геологическим запасам.
5 Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде: где Квыт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, Кохв. – коэффициент охвата пласта разработкой, Кзав. – коэффициент заводнения месторождения. Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта: где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
6 Коэффициент охвата пласта воздействием (Кохв.) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта: где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения, Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи. Коэффициент заводнения зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата: где К01 – коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, К02 – коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность, К03 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин, К04 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин, К05 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
7 Конечный коэффициент извлечения нефти, в зависимости от условий его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактический КИН определяется по результатам суммарной добычи нефти в конце разработки залежи, а проектный КИН рассчитывается при составлении технологических схем и проектов разработки. КИН изменяются по отдельным разрабатываемым месторождениям Западной Сибири от 0.10 до 0.80, (в Томской области КИН изменяется от 0.30 до 0.60). Подобное связано с различной эффективностью освоения запасов и геологическими причинами. Сопоставление фактических значений КИН пластов с достаточно высокими проектными конечными значениями показывает, что последние являются вполне реальными и достижимыми
8 ЗАВОДНЕНИЕ - это основной, высокопотенциальный метод воздействия на пласты, заключающийся в быстром восполнении природных энергетических ресурсов путем закачки воды в нагнетательные скважины.
9 Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами Наиболее широкое распространение получили полимеры, ПАВ и щелочи, но нередко химические реагенты применяются комплексно.
10 Газовые методы Основаны на организации крупномасштабной технологии использования, транспортировки и закачки вытесняющего агента Основные характеристики метода 1. Малый объем дополнительно добытой нефти на единицу массы 100 % реагента 2. Невысокая отпускная цена чистого реагента 3. Наличие сырьевой базы и источников реагента 4. Возможность отделения реагента от добываемой продукции 5. Отсутствие воздействия на качество добываемой продукции 6. Экономичность
11 Тепловые методы Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть. Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях. Вытеснение нефти паром
12 Методы обработки ПЗП ЭЛЕКТРОТЕПЛ0ВАЯ ОБРАБОТКА Призабойные зоны скважин прогревают глубинными электро- нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель-тросе Прогревают призабойнуо зону в течение 3-7 суток. После прогрева электронагреватель извлекает из скважины, спускают насосно- компрессорные трубы в скважину и пускают её в работу.
13 Методы обработки ПЗП ПАРОТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА Для обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину, в течение определённого времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ, IАДП-4/150 и др.), монтируемых на шасси автомобилей повышенной проходимости, и мощных паро-генераторных установок (ППГУ-4/120М, УПГ-9/120 и др.) При воздействии на пласт паром создаются условия для глубоких фазовых, физических и физико-химических изменений содержащейся в пласте. При этом происходит снижение вязкости, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения
14 Методы обработки ПЗП МЕТОД ВИБРОУДАРНЫХ КОЛЕБАНИИ Вибровоздействие рекомендуется проводить в скважинах, где коллекторские свойства призабойной зоны ухудшены, сложены низкопроницаемыми породами и содержат глинистые минералы. Эффективность воздействия улучшается в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением, но низкой проницаемостью. Вибровоздействие целесообразно осуществлять в скважинах, где намечают проведение кислотной обработки, гидравлического разрыва или обработку поверхностно-активными веществами В основе вибровоздействия на призабойную зону лежит создание больших перепадов давления как для очистки призабойной зоны, так и для расклинивания трещин. При таких перепадах давлений получают отражённые волны, интерференция которых формирует мощные гидравлические удары, способствующие образованию сети микротрещин.
15 Методы обработки ПЗП ОБРАБОТКА ВЫСОКОНАПОРНЫМИ ВРАЩАЮЩИМИСЯ СТРУЯМИ Данный метод основан на использовании энергии высоконапорных вращающихся струй (не несущих абразивных частиц), реализуемой с помощью гидромонитора. Среднее время обработки 1 м фильтра скважины составляет мин (50-60 циклов). К преимуществам разработанной технологии обработки фильтра относятся: 1) создание активного гидромеханического воздействия рабочей жидкости на обрабатываемый объект, которое интенсифицирует процесс очистки фильтра и сокращает время обработки; 2) простота технических решений и технологических разработок, основанных на применении стандартного оборудования; 3) оптимальный подбор свойств рабочей жидкости и сочетание метода с тепловыми, кислотными и другими способами обработки; 4) возможность надежного контроля процесса очистки и оперативного регулирования режима и времени обработки фильтра, обеспечивающего высокую эффективность проводимых работ.
16 Методы обработки ПЗП ОБРАБОТКА ПУЛЬСИРУЮЩИХ МГНОВЕННЫХ ДЕПРЕССИЙ Сущность этого метода заключается в следующем: 1) в кровле продуктивного пласта создают зону, разгружающую призабойную часть от действия горного давления. Эта зона может быть образована за счёт создания в кровле интервала опробования искусственной каверны с помощью гидропескоструйной перфорации; 2) записывает кавернограмму горизонта и образованной каверны; 3) при наличии разгрузочной зоны испытание производится при помощи пластоиспытателя, используя максимальные депрессии и время стояния на притоке не менее 1 часа. Если приток пластовой жидкости или газа не наблюдается, следует повторить создание максимальной депрессии (без срыва пакера), т.е. по истечении заданного времени стояния на притоке скважину перекрывают для восстановления давления в призабойной зоне пласта.
17 Методы обработки ПЗП РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ ( ПГД-БК ) Предназначается для создания в скважинах высокого давления, необходимого для разрыва пласта. ПГД-БК может применяться для работ в скважинах, заполненных жидкостью /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, продуктивный пласт которых обсажен трубами, внутренним диаметром 126 мм и более, при гидростатическом давлении от 5,0 до 40,0 МПа и температуре в зоне пласта не более 1000С. Аппарат спускается в скважину на бронированном каротажном кабеле со скоростью 4000 м в час и устанавливается на расстоянии минимум 7 м над требуемой зоной. После воспламенения пороха выделяется большое количество пороховых газов и давление под аппаратом начинает повышаться. В результате дальнейшего повышения давления жидкость /водный раствор ПАВ, нефть загущенная, вода/, находящаяся в скважине, задавливается в пласт, что приводит его к разрыву. Для улучшения проницаемости карбонатных коллекторов можно проводить разрыв пласта с помощью ПГД-БК с предварительным размещением против вскрытого перфорацией горизонта соляной кислоты 12-15%-ной концентрации. При этом сочетаются преимущества кислотной обработки и гидравлического разрыва пласта.
18 Бурение боковых стволов (зарезка вторых стволов)
21 Результаты расчета дебита скважины по жидкости при повторной перфорации Тип заряда d, мм L, мм SКпр=10мДКпр=50мДКпр=100мД ПКО-89АТ , ,98639, , /2 Predator , ,65628,271256, /2 PJ 4505H ,613730, ,335626,671253,352 ПКО-89АТ , ,707623, , /8 Millennium 6 SPF HMX , ,54622, ,405 ПК-105АТ , ,36621, ,601 4 Millennium НМХ(5SPX)9,413200, ,35621,771243,549 ПКО-89АТ ,397124,012620,061240, /8 41B UP H ,59800, ,89619,461238,934 EXP T8,412750, ,40617, ,044 ПКО-89С13,37370, ,322616, , /8 Predator11,98610, ,299616, ,996 ПКО-89АТ-0312,58000,443123,253616, ,532 ПКО-89АТ , ,081615,401230,817 ПКО-102ДН12,57500, ,77613, ,708 ПК-105АТ-0211,57500,528121,873609, ,733 PPG T10,18570, ,716608, ,168 ПКО-89СМ11,36930, ,982604, ,806 ПКО-89ДН202000, ,77603,861207,728 ПК-105С116810, ,508602, ,078 ПКО-89ДН , ,39601,991203,981
23 Кислотные обработки ПЗП - это улучшение продуктивности за счет растворения «загрязнений» в пласте коллекторе, - создания новых приточных каналов (интервалов), - восстановление проницаемости пласта. Кислотные обработки способствуют очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижают межфазное натяжение, разрушают агрегаты глинистого материала. НЕДОСТАТОК – коррозия НКТ, обсадной колонны.
24 Гидроразрыв пласта, ГРП Применяются как в низкопроницаемых так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Задачи для низкопроницаемых коллекторов -Увеличить приток или приемистость -Улучшить сообщаемость для флюида между скважиной и пластом. Задачи для высокопроницаемых коллекторов -изменение притока жидкости из пласта к забою скважины на 1)Линейный 2)Билинейный Сущность ГРП в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных и образование искусственных трещин с их закреплением пропаннтом. Сущность ГРП в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных и образование искусственных трещин с их закреплением пропаннтом.
25 Область применения ГРП Нефтяные месторождения с осложненными условиями разработки /неоднородность пластов, низкая проницаемость и т.д. Добывающие и нагнетательные скважины, продуктивность которых ниже потенциально возможной Нагнетательные скважины, для изменения фильтрационных потоков Широкий диапазон изменения и состава коллектора в разрезе, большое разнообразие геологического строения пласта Может применяться при комплексном воздействии на залежь или участок месторождения
26 Гидравлический разрыв нефтяного пласта Физическая основа под действием давления, создаваемая закачкой в пласт флюида, порода разрывается по плоскастям минимальной прочности под действием давления, создаваемая закачкой в пласт флюида, порода разрывается по плоскастям минимальной прочности
27 График динамики закрепления трещин Давление распространения трещины Задвижка открыта Время Давление разрыва, P b Моментальное давление закрытия трещины Давление
28 Пример проблемы Манометр на забое позволяет устранить неопределенности с давлением трения в НКТ и непосредственно оценить Ограничение по давлению из-за перфорационных каналов и извилистости трещины.
29 Пример: Запись забойного давления Запись DataFRAC с помощью забойных манометров (давление and температура) Забойное давление Температура в районе перфораций Давление ГРП Темп
31 Расстановка оборудования и нагнетательная линия
32 С внедрением в производство методов интенсификации добычи нефти возникает необходимость более глубокого знания процессов происходящих в пласте и скважине, пересмотр устоявшихся взглядов на добычу нефти, применения современной теории на практике для достижения высоких уровней добычи нефти. С внедрением в производство методов интенсификации добычи нефти возникает необходимость более глубокого знания процессов происходящих в пласте и скважине, пересмотр устоявшихся взглядов на добычу нефти, применения современной теории на практике для достижения высоких уровней добычи нефти.
33 Заключение В последнее время наметилась ситуация, когда в отчетности компаний значительно увеличилась доля добычи за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. В условиях не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи. В крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными прогрессивными западными способами разработки, противопоставляя их консервативным советским способам разработки. Под таким знаменем осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент консервативного советского способа разработки, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи.
34 Недропользователи, пренебрегающие современными методами увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти, во-первых, платят налоги сполна, а во-вторых, их акции теряют в цене. Эффективная разработка этих месторождений возможна лишь с применением третичных и четвертичных методов увеличения нефтеотдачи.
Исследование, освоение скважин, интенсификация притоков и ремонтно- изоляционные работы с использованием струйных аппаратов. - презентация
Презентация на тему: " Исследование, освоение скважин, интенсификация притоков и ремонтно- изоляционные работы с использованием струйных аппаратов." — Транскрипт:
1 Исследование, освоение скважин, интенсификация притоков и ремонтно- изоляционные работы с использованием струйных аппаратов
2 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКОВ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ ДОБЫЧА НЕФТИ СТРУЙНЫМ НАСОСОМ УВЕЛИЧЕНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ПЕРЕИНТЕРПРЕТАЦИЯ, АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ ГДИ ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» предлагает выполнение следующих видов работ: Работы могут проводится как в открытом стволе, так и в обсаженных скважинах. Исследования выполняются при любых углах наклона ствола скважин, в том числе при горизонтальных завершениях стволов. При проведении работ используются запатентованные кандидатами технических наук Шлеином Г.А., Демичевым Сем.С. и кандидатом геолого-минералогических наук Демичевым С.С., технологии, технические устройства, составы и способы применения полимерных композиций позволяющие проводить уникальные работы по увеличению добычи нефти с использованием разработок принадлежащих РФ.
3 Исследования скважин и пластов струйным насосом Гидродинамические исследования (ГДИ) проводятся в добывающих (нефтяных, газовых, водозаборных) и нагнетательных скважинах. При исследовании скважин используются методы установившейся и неустановившейся фильтрации. По результатам ГДИ выдается заключение о характере изменения коэффициента продуктивности (приемистости) в зависимости от забойных давлений, текущем пластовом давлении, оценивается модель пластовой фильтрационной системы, определяются фильтрационные параметры коллектора, непроницаемые границы, снижение проницаемости коллектора призабойной зоны пласта по причине влияния скин-фактора. На основании полученных результатов даются рекомендации по оптимальному режиму работы скважин. Результаты исследований оформляются в виде заключений, актов и выдаются на бумажном носителе и в электронном виде.
4 Геофизические исследования многопластовых скважин ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» обеспечивает технологические условия для проведения высококачественных геофизических исследований многопластовых скважин. Данный вид работ позволяет: Провести разделение продукции скважины по пластам; Определить изменение ФЕС в процессе эксплуатации по каждому из пластов; Объединить несколько пластов в один объект эксплуатации. Динамический уровень Геофизический прибор Струйный насос мм НКТ Пакер 60.3 мм НКТ Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ
5 Проведение испытания и перфорации объекта за один спуск компоновки Технология ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» предназначена для проведения одним спуском инструмента вскрытия, вызова притока и исследования пласта. Позволяют провести вывод скважины на режим, существенно сократить временные затраты на освоение, исследование и перфорацию. Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ Клапанный шпиндель с автономным манометром 73 мм НКТ Струйный насос Пакер Втулка-клапан в закрытом состоянии Втулка-клапан в открытом состоянии
6 Исследование и освоение скважины насосно-вибрационным снарядом Технология исследования предназначена для освоения и исследования низкопроницаемых объектов. Имеет широкий спектр возможностей воздействия на пласт (депрессия, репрессия, импульсно-ударный метод). Позволяет сократить время очистки при скважинной зоны пласта от продуктов проникновения буровых растворов и увеличить продуктивность скважины Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ Внутренний лифт 73 мм НКТ Струйный насос надпакерный Пакер Гидровибратор Втулка-клапан в открытом состоянии Струйный насос подпакерный Клапанный шпиндель с автономным манометром Втулка-клапан в открытом состоянии Обратный клапан Шар-инициатор Контейнер с автономными манометром и
7 Интенсификация притока физико- химическим методом Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Фильтр с автономным манометром Заглушка Технология предназначена для воздействия на прискважинную зону пласта физико- химическими методами. Позволяет провести восстановление естественной проницаемости в призабойной зоне скважины, ухудшенной за счет некачественного вскрытия и (или) длительного периода работы скважины. В результате дебит скважины увеличивается. Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ
8 Проведение работ по ликвидации за колонной циркуляции Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Глинистая перемычка Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Водоносный пласт Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ (из нижележащего водоносного пласта) Контейнер с приборами Перо- воронка
9 Проведение работ по ликвидации за колонной циркуляции Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Глинистая перемычка Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Водоносный пласт Закачиваем поочередно: буферную жидкость, полимерную композицию «Геотерм», буферную жидкость с перепродавкой композиции «Геотерм» в интервал за колонной циркуляции. Через 24 часа скважину промывают и осваивают при помощи струйного насоса. Контейнер с приборами Перо- воронка
10 Проведение работ по ликвидации за колонной циркуляции Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Глинистая перемычка Водоносный пласт Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ (из вышележащего водоносного пласта) Искусственный забой (отсыпка песком или проппантом до верхних отверстий интервала перфорации) Контейнер с приборами Перо- воронка
11 Проведение работ по ликвидации за колонной циркуляции Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Глинистая перемычка Водоносный пласт Закачиваем поочередно: буферную жидкость, полимерную композицию «Геотерм», буферную жидкость с перепродавкой композиции «Геотерм» в интервал за колонной циркуляции. Через 24 часа отсыпку вымывают и скважину осваивают при помощи струйного насоса. Искусственный забой (отсыпка песком или проппантом до верхних отверстий интервала перфорации) Контейнер с приборами Перо- воронка
12 Ограничение пескопроявлений в добывающих скважинах Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Интервал нарушения Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Использование струйных насосов позволяет провести весь объем песка изоляционных работ т.е. закачку компонентов и вывод скважины на режим работы за один цикл Контейнер с приборами Перо- воронка
13 Ограничение пескопроявлений в добывающих скважинах Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Закачиваем поочередно: буферную жидкость, смолу с порообразователем, буферную жидкость, отвердитель и буферную жидкость. Высокопроницаемый пласт Интервал нарушения Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Контейнер с приборами Перо- воронка
14 Ограничение пескопроявлений в добывающих скважинах Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Продавливаем компоненты в пласт. Рекомендуется перепродавца реагентов в пласт на 0,5-1,0 куб.м в зависимости от величины каверны Высокопроницаемый пласт Интервал нарушения Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Контейнер с приборами Перо- воронка
15 Крепление проппанта в трещинах ГРП Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Трещины ГРП заполненные проппантом Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Контейнер с приборами Перо- воронка
16 Крепление проппанта в трещинах ГРП Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Закачиваем поочередно: буферную жидкость, смолу с порообразователем, буферную жидкость, отвердитель и буферную жидкость. Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Трещины ГРП заполненные проппантом Использование струйных насосов в процессе проведения ГРП позволяет провести весь процесс ГРП за один цикл, что существенно сокращает время проведения ГРП и увеличивает качество проводимых работ. Контейнер с приборами Перо- воронка
17 Увеличение продуктивности скважины после крепления проппантов Струйный насос 73 мм НКТ Пакер Высокопроницаемый пласт Искусственный забой (ц.мост, взрыв-пакер) Трещины ГРП заполненные проппантом Закачиваем поочередно: буферную жидкость, водный раствор торфяной вытяжки, буферную жидкость. Раствор торфяной вытяжки выдерживают в пласте от 2 до 7 ч в зависимости от пластовой температуры. Использование торфяной вытяжки в процессе увеличения продуктивности скважины после крепления проппантов позволяет увеличить продуктивность скважины от 2 до 10 раз в зависимости от величины используемой фракции проппантов. Контейнер с приборами Перо- воронка
18 Добыча нефти струйным насосом Технологии ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» предназначены для добычи нефти струйными насосами. Предлагаем следующие способы добычи нефти: С использованием воды от системы ППД Добыча тандемом скважин Совместно-раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной с использованием УЭЦН и СН С помощью насосной станции Применение данных технологий позволяет эксплуатировать сложные геологические объекты (пласты, содержащие высоковязкие нефти, рыхлые коллектора). Безремонтный период работы скважины при добыче нефти с помощью струйного насоса составляет не менее 8 месяцев.
19 Увеличение приемистости нагнетательных скважин ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» предлагает проведение работ по увеличению приемистости нагнетательных скважин. Вибратор гидравлический Направление воздействия Движение жидкости в пласт коллектор Направление воздействия Технология предназначена для гидро- волнового воздействии на прискважинную и при продолжительном воздействии на удалённую зону пласта-коллектора. Позволяет повысить эффективность системы ППД. Схема компоновки подземного оборудования для данного вида работ
20 Интерпретация материалов ГДИ ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» предлагает интерпретацию, переинтерпретацию, анализ и обобщение материалов ГДИ, проведенных на месторождении. При подготовке заключений учитываются все требования заказчика по оформлению материалов. При обработке КВД определяются следующие параметры: -Продуктивность -Проницаемость -Гидропроводность -Пьезопроводность -Приведенный радиус скважины -Скин-фактор Выделяются зоны кольцевой неоднородности пласта, оцениваются их фильтрационные способности. На основании полученных результатов, предлагаются методы воздействия на ПЗП.
21 Компания ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» предоставляет свое оборудование и осуществляет технологическое сопровождение испытаний. План работ составляется на основании геолого-технической документации и согласовывается с заказчиком. Заказчиком предоставляется: - бригада КРС/ПРС/бригада испытания; - насосная установка (ЦА-320, АН-700); - размещение специалистов Время интерпретации полученных результатов ГДИ и подготовка отчета – 3 дня.
22 Данная технология запатентована.
Презентация, доклад Виброволновые методы интенсификации извлечения остаточной нефти при заводнении нефтяных залежей
Вы можете изучить и скачать доклад-презентацию на тему Виброволновые методы интенсификации извлечения остаточной нефти при заводнении нефтяных залежей. Презентация на заданную тему содержит 20 слайдов. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас - поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций в закладки!
Презентации » Разное » Виброволновые методы интенсификации извлечения остаточной нефти при заводнении нефтяных залежей
Слайды и текст этой презентации
Описание слайда:
Магистерская диссертация на тему: «Виброволновые методы интенсификации извлечения остаточной нефти при заводнении нефтяных залежей» студента гр. МНД-13-1 Кудинов А.О. Научный руководитель доцент. Назаров А.П.
Описание слайда:
Сооружение скважин для добычи углеводородов является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности, однако после окончания бурения и освоения углеводородного пласта продуктивность скважин существенно меньше ее потенциальных возможностей. Средний коэффициент извлечения нефти из продуктивных пластов (КИН) по различным странам и регионам составляет от 0,3 до 0,6. Соответственно остаточные или неизвлекаемые запасы нефти составляют от 40 до 70%.
Описание слайда:
ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА нарушение устоявшегося равновесия пластовой системы и фазовых преобразований углеводородов при снижении давления и температуры; проникновение в породу-коллектор бурового раствора под воздействием резкого повышения забойных давлений во время спускоподъемных операций или при недостаточном контроле за свойствами промывочной жидкости; образование стойких водонефтяных эмульсий с большой структурной вязкостью; снижение фазовой проницаемости для нефти за счет увеличения водонасыщения коллектора, выделения свободного газа из нефти или осаждения конденсата из газа; создания вокруг призабойной зоны пласта зоны компонентов нефтей повышенной вязкости; привнесение в процессе эксплуатации скважины в призабойную зону пласта-коллектора разнообразных технологических жидкостей.
Презентация на тему МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Слайды и текст этой презентации
МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
определяются видом преимущественно проявляющейся энергии притока нефти:
Режимы работы нефтегазовых залежей
ИЗМЕНЕНИЕ ОБЪЕМА ЗАЛЕЖИ В ПРОЦЕССЕ:
1- интервалы перфорации; 2 - нефть; 3 - вода; 4- направление движения воды и нефти; положение ВНК: ВНКнач-начальное, ВНКк – конечное.
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти.
Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания.
ЭТО ОБЕСПЕЧИВАЕТСЯ ПРИ СЛЕДУЮЩИХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ:
больших размерах законтурной области;
небольшой удаленности залежи от области питания,
высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
отсутствии тектонических нарушений,
низкой вязкости пластовой нефти;
при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.
Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости
При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В области снижения давления происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Упруговодонапорный режим может проявляться в залежах, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее), с пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти.
Нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК.
Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод.
Изменение объема залежи в процессе разработки
1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтек- текущее, ГНКк- конечное;
Режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.
Динамика основных
показателей разработки:
давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение; годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения нефти
РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки
Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта. По той же причине сокращается объем залежи.
Нефть отбирается очень низкими темпами: менее 1-2% в год от начальных извлекаемых запасов.
Изменение объема залежи в процессе разработки:
1- 3 - последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи);
стрелками показано направление фильтрации нефти
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти.
А) При водонапорном режиме
η
Нефтеотдача зависит от:
Микро- и макронеоднородности пористой среды:
Микронеоднородность приводит к прорывам флюидов по отдельным высокопроницаемым каналам, макронеоднородность – к образованию непромытых зон.
Удельной поверхности пород.
Физико-химических свойств среды и флюидов.
Условий вытеснения (скоростей фильтрации, сетки скважин и т.д.)
Виды остаточной нефти:
Капиллярно удержанная
Пленочная
В малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых агентом
В линзах, не вскрытых скважиной.
Задержанная у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и перемычки).
II. Нефтеотдача пластов.
Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М., Недра, 1982.
Справочное руководство по проектированию и разработке нефтяных месторождений. Т.1
Справочное руководство по проектированию и разработке нефтяных месторождений. Т.2
Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений.– М., Недра, 1993.–312с.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкирии. – Уфа, 1997.- 247с.
Сургучев Л.М.Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов
Шелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира. – М., ВНИИИЭНГ, 1996. – 120 с.
Сургучев М.Л., Горбунов А.Т, Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. -М., Недра, 1991.- 347с.
Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 1984.- 272с.
Общая классификация МУН, по которой они разделяются на:
Первичные, связанные с методами поддержанием пластового давления (ППД) – законтурного, внутриконтур-ного и площадного заводнения.
Вторичные - методы восполнения пластовой энергии
Третичные – физико-химические, тепловые, биологические и т.д.
III. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)
КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Цель технологии
Физические основы
Результаты экспериментальных и промысловых исследований
Промысловый опыт (отечественный и зарубежный опыт)
Достоинства и недостатки метода.
Заключение
Литература
8. Вопросы для тестирования
Добыча. «Методы интенсификации добычи нефти»
Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более ста лет. Вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. По мере эксплуатации продуктивность скважин снижается, поэтому приходится добывать нефть из продуктивных коллекторов м низкой проницаемостью. Повышение конечной нефти отдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счёт внедрения методов интенсификации добычи нефти.
| Вложение | Размер |
|---|---|
| umnozhaya_talantyrodnye_goroda.docx | 104.4 КБ |
Предварительный просмотр:
Турнир для школьников «Умножая таланты» 2017
Тема: Добыча. «Методы интенсификации добычи нефти»
Руководитель: Ишмухаметова Р.Ю.
Турнир для школьников «Умножая таланты» проводится в рамках программы социальных инвестиций «Родные города» компании «Газпром нефть».
Цель турнира - выявление и развитие талантливой молодёжи, популяризация науки и помощь учащимся в определении будущей профессии.
Задачи турнира «Умножая таланты» - развитие у учащихся научно–исследовательских навыков, структурного мышления, навыков работы в команде, а также практики применения знаний, полученных в школе.
За основу заданий взяты конкретные проблемы нефтегазовой отрасли. Участникам необходимо изучить проблему и предложить эффективное решение на основании проведённого мини- проекта, в том числе проведя обзор существующих практик. Помимо качественной оценки предложенного решения необходимо произвести расчёты. Решение необходимо представить на 10-15 страницах и оформить в соответствии с требованиями, представленными в задании.
Цель исследования: Определить продуктивность скважины с трудно извлекаемыми запасами
1.Изучить литературу по теме
3. Оценить техническое состояние скважины
3. Подтвердить все выводы расчётами
4. .Получить данные о строении и свойствах продуктивных пластов
5.Проанализировать полученные результаты и сделать выводы;
1.Теоретическое исследование на основе научной литературы;
Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более ста лет. Вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. По мере эксплуатации продуктивность скважин снижается, поэтому приходится добывать нефть из продуктивных коллекторов м низкой проницаемостью. Повышение конечной нефти отдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счёт внедрения методов интенсификации добычи нефти.
Все мероприятия по интенсификации добычи нефти направлены на увеличение или восстановление проницаемости при забойной зоны и соединение с более проницаемыми нефти насыщенными участками пласта.
Необходимость применения различных методов воздействия на при забойную зону скважин во многом связана с несовершенством способов вскрытия продуктивных пластов бурением. Особенно это относится к пластам с плохими коллекторскими свойствами и низким пластовым давлением. Для интенсификации добычи нефти и снижению темпов падения объёмов добычи нефти, проводятся мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти
На месторождении есть ряд скважин с трудно извлекаемыми запасами. Задача работы: найти скважины, требующие мероприятий по интенсификации притока, и подтвердить все свои выводы расчётами.
В ходе работы были изучены уже известные материалы по данной теме и проанализированы нашей командой
В данной работе:
∙ решены поставленные задачи с известными и неизвестными данными;
∙ рассмотрены технологии интенсификации притока скважин;
∙ проанализирована продуктивность скважин;
Дебит нефтяной скважины
Интенсификация притока с скважин с трудно извлекаемыми запасами
Параметр связывающий проницаемость пласта, радиус скважины и радиус контуров питания – Коэффициент продуктивности.
Гидродинамические исследования водозаборов предусматривают проведение ряда мероприятий, целью которых является измерение таких параметров источников водоснабжения и пластов, как фильтрационные коэффициенты, продуктивность, пластовое давление, проницаемость, обводненность и прочие. Также исследуются особенности около скважинной зоны.
Коэффициент продуктивности относится к основным гидродинамическим показателям такой системы сообщающихся сосудов, какой является скважина.
Значение показателя продуктивности источника зависит от мощности и проницаемости пласта, компонентного состава, вязкости, совершенства вскрытия водоносного пласта, загрязнённости призабойной зоны, ее физико-химических свойств и др. Также коэффициент продуктивности может меняться в зависимости от изменения свойств призабойной зоны скважины и насыщенности пласта. Численно данный показатель равен соотношению дебита источника к депрессии, которая возникает в забое.
Коэффициент продуктивности способен изменяться во времени по причине изменения свойствпласта. Поэтому его можно брать за постоянную величину только в ограниченном временном интервале
Приток нефтяной скважины
Пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих
движению флюидов
Приток нефтяной скважины
Снижение притока к скважине может быть снижено увеличением забойного давления.
Трудно извлекаемые запасы:
-Залежи, обладающие низкой проницаемостью пласта
-Месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти
В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из удалённых участков, так и в результате физико-химических изменений нефти и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды. Изменение состава скважинного флюида часто приводит к нарушению проницаемости пласта вследствие дестабилизации его мелких частиц, таких как глинистые минералы, кварцевые минералы (SiO2), полевой шпат, слюда и барит. Глины легко вступают в реакцию и вызывают снижение приёмистости скважины вследствие их дестабилизации при контакте с водой.
Для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта путём растворения карбонатно-глинистой составляющей породы-коллектора, осадков гидроксида железа и солевых отложений в стволе скважины и на внутрискважинном оборудовании применяют меры по интенсификации притока.
Среди традиционных способов интенсификации разработки, применявшихся на месторождении (соляно-кислотная обработка, пороховые генераторы давления, глино-кислотная обработка, дополнительная перфорация), наибольшая эффективность получена при гидравлическом разрыве пласта.
Анализ продуктивности скважины №11 при различных параметрах
Продуктивность скважин (FE) Характеристика добывающей скважины (нефтяной, газовой), определяющая отбор пластового флюида при ее эксплуатации. Численно оценивается коэффициентом продуктивности, равным отношению дебита скважины к депрессии, создаваемой на забое [3].
Коэффициент продуктивности скважин — показывает количество нефти, которое может быть добыто из скважины в единицу времени при снижении давления на забое скважины на 1 атм или при снижении уровня нефти на 1 м; измеряется в т/сут·ат, м 3 /сут·ат, или т/сут·м [4].
Скин-фактор (S) параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению в зоне, приводящее к снижению добычи по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Отрицательные значения скин-фактора наблюдаются у скважин после гидр разрыва пласта (ГРП), кислотных обработок (КО). Значительные отрицательные значения скин-фактора наблюдаются на наклонно направленных скважинах (ННС), и на скважинах с горизонтальным окончанием [5,6].
Проанализируем продуктивность скважины №11 при различных значениях скин-фактора, радиус скважины 20 см, радиус зоны дренирования 304,8 м (3048 см).
Читайте также: