WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Используя эмпирические зависимости для линейного потока, можно выработать схему перехода к потоку радиальному и оценить полученные результаты.

Все расстояние между скважинами делится на кольцевые части, получается равновеликая кругу ступенчатая фигура, для каждой части которой размер переходной зоны определяется по эмпирическим зависимостям. Если расстояние между скважинами (R) разделено на «n» частей, то в итоге будет «n» участков, являющихся выступами ступенчатой фигуры.

Более просто схема радиального вытеснения нефти сжатым газом с целью определения осредненного относительного размера переходной зоны может быть представлена отождествлением объема пласта с объемом набора осесимметрично расположенных цилиндров различного размера.

Линейные размеры различных площадок являются производными от базисного радиуса и увеличиваются в соответствии со значением корня квадратного из порядкового номера площадки «», где «n»- натуральный ряд положительных чисел 0, 1, 2..

Таким образом, суммируя все объемы, занятые в пласте переходной зоной, по принятой схеме можно определить относительную величину области газонефтяных смесей:

; (2)

; (3)

, (4)

где V1-объем переходной зоны;

V2 - объем пласта на рассматриваемом участке (между скважинами);

n - количество участков;

m - количество пройденных участков;

Rв - базисный радиус;

-эмпирически определяемая длина переходной зоны на рассматриваемом линейном участке пористой среды, м;

Ri - текущий радиус, газовой зоны, м;

Fот - относительный объем переходной зоны, м3/м3 (рисунок 1).

Рисунок 1 - Изменения относительного размера переходной зоны Fот в

зависимости от отношения вязкостей нефти и газа 0 и пройденного пути R

Известный относительный объем газонефтяных смесей позволяет легко определить часть расстояния между скважинами, занятую переходной вытесняющей зоной:

(5)

или

, (6)

где – текущий радиус распространения фронта газонефтяных смесей, м;

Ri – текущий радиус распространения газового фронта, м;

– текущий размер (длины по радиусу) переходной зоны, м;

Определять длину переходной вытесняющей зоны рациональнее, если использовать данные о появлении вытесняющего агента в эксплуатационных скважинах, т.е. фиксируя расстояние, пройденное фронтом газонефтяных смесей.

Полученная зависимость позволяет приближенно создать постоянно действующую модель процесса перемешивания с использованием современной вычислительной техники, когда размер переходной зоны рассчитывается на различных стадиях эксплуатации залежи.

В третьей главе приведены результаты разработки основных элементов совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа.

Закачкой газа под высоким давлением могут разрабатываться залежи с различным уровнем и видом запасов естественной энергии. В рамках поставленной задачи наибольший интерес представляют пласты с малым запасом естественной энергии, связанной с проявлением упругих свойств породы, нефти, растворенного газа. Главной отличительной особенностью метода является высокая эффективность вытеснения нефти сжатым газом.

Способность переходной зоны возобновляться является основой стабильности процесса и его гибкости, позволяющей совмещать добычу нефти и подземное хранение газа.

Совмещенная технология повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа включает как использование стандартных технологических операций, так и специфических приемов во всей цепи подготовки и осуществления процесса.

Приближение переходной зоны к рядам добывающих скважин за счет сокращения расстояния, на которое приходится действующий перепад давления, увеличивает дебит скважин вместе с возрастанием пластового и забойного давлений.

Добывающие скважины, из которых извлечена продукция переходной зоны, переходят на работу чистым газом и, выполнив задачу по повышению нефтеотдачи, продолжают работу по совмещенной технологии и будут использоваться для добычи закачанного газа. Газ для хранения и промышленного использования отвечает определенным требованиям и, чтобы избежать дополнительных затрат, его извлечение из пласта и подготовка при совмещении технологий должны быть отделены от системы сбора попутного газа.

Важным для совмещения технологий является система воздействия на пласт, особенно система расположения нагнетательных скважин. Процесс чаще всего целесообразно начинать с создания очага репрессии на пласт сжатым газом в повышенной части структуры. Дальнейшая технологическая реконструкция системы воздействия на пласт заключается в трансформации очага нагнетания газа в нагнетательный ряд скважин. Нагнетательных рядов может быть при необходимости два и более. Особенность совмещения технологий в том, что нагнетательными могут быть ряды, не разделенные добывающими скважинами - образуется зона закачки газа.

Такой прием позволяет сформировать газонасыщенную зону залежи как первый элемент хранилища газа.

Нагнетательные скважины являются одним из важнейших технических элементов совмещенной технологии закачки газа и его подземного хранения.

Процесс закачки сжатого газа осуществляется при давлениях порядка 25-35 МПа.

С промывкой призабойной зоны нагнетательных скважин газом, изменением её насыщенности приемистость скважин увеличивается. Этот параметр имеет большое практическое значение при совмещении технологий, так как напрямую связан с продуктивностью скважин при смене их функций с нагнетания на добычу газа.

Так как в коллекторе за фронтом вытеснения находится определенное количество нефти, газ при высоком давлении насыщается тяжелыми компонентами из нее с образованием газоконденсатного раствора. Поэтому может оказаться целесообразной эксплуатация подземного хранилища, созданного по совмещенной технологии, как техногенного газоконденсатного месторождения.

Начало возврата газа, закачанного для повышения нефтеотдачи, а это

означает начало совмещения рассматриваемых технологий, может производиться на ранних стадиях развития процесса. Возрастающую роль будут играть явления циклодиффузионного перераспределения флюидов в коллекторе, реальная реализация которых наиболее эффективна при применении совмещенной технологии. Промышленное использование процесса повышения нефтеотдачи залежей путем вытеснения нефти из пористой среды углеводородными газами под высоким давлением во многом предопределяет создание в пласте подземного газохранилища как естественного продолжения жизни месторождения.

Расчет в рамках отдельного месторождения показывает, что периоды добычи нефти и эксплуатации газохранилища (в данном случае пикового типа) могут совмещаться на длительном отрезке времени. Попутный и природный газы, накапливаемые в хранилище, можно многократно использовать в качестве рабочего технологического агента для повышения нефтеотдачи не только объекта применения совмещенной технологии, но и других разрабатываемых залежей.

Четвертая глава посвящена обоснованию и выбору залежи в Чеченской республике для практического осуществления разработанной технологии, геолого - промыслового исследования состояния объекта повышения нефтеотдачи и созданию подземного хранилища газа, определению укрупненных показателей процесса.

Основные общие требования, которым должны удовлетворять промысловые объекты для нагнетания в пласты углеводородных газов под высоким давлением, по сложившимся представлениям сводятся к следующему:

  • глубина залегания пласта должна быть достаточной для создания в коллекторе необходимого давления без нарушения герметичности залежи нефти;
  • в пласте должны отсутствовать тектонические нарушения и гидродинамическая связь с другими объектами, вследствие которых возможна утечка нагнетаемого газа;
  • пластовое давление должно быть выше давления насыщения нефти, пластовая температура не ограничивается, если она выше критической для нагнетаемого агента;
  • предпочтительнее поровый тип коллектора, но только в той связи, что отсутствует достаточный опыт применения закачки сжатых газов в залежи с другими типами коллектора.

Для конкретного рассмотрения вопроса масштаб исследований ограничен малым числом залежей в нашей стране, в которые закачивался углеводородный газ под высоким давлением и можно выделить четыре наиболее крупных проекта:

  • Северо-западное поле XIII2+3 пласта, где в 1966 г. впервые в СССР начата и успешно в течение 20 лет завершена разработка залежи путем вытеснения нефти газом под высоким давлением;
  • на месторождении Гойт-Корт Чеченской республики, где сжатым газом в течение 12 лет вытесняли нефть из XXIII пласта в достаточно крупных промышленных масштабах и процесс не завершен;
  • на месторождении Самотлор Тюменской области, где проект был начат в опытно-промышленных масштабах и не завершен в условиях пласта Б8, имеющего водонапорный режим;
  • Озеркинском, Грачевском, Старо-Казанковском рифовых месторождениях Башкортостана, характеризующихся вторичной газовой шапкой (сводовая циклическая закачка газа).

Из перечисленных объектов, которые могли бы быть использованы для применения совмещенной технологии повышения нефтеотдачи пласта и создания подземного хранилища газа наиболее подходящим является месторождение Гойт-Корт.

Одним из необходимых условий для реализации процесса является степень изолированности залежи, предотвращение возможности сообщаемости объекта с другими вышележащими, проницаемыми пластами, куда может происходить утечка нагнетаемого газа высокого давления.

Пластовые условия залежи, её герметичность, изолированность позволили выбрать в качестве объекта по применению современного метода повышения нефтеотдачи XXIII пласт чокракских отложений месторождения Гойт-Корт.

В пределах площади Гойт-Корт скважинами вскрыты отложения кайнозойской группы от плиоцен-миоценового до верхнемелового возрастов.

Залежь пластовая, литологически и тектонически-экранированная. Основная добыча нефти на месторождении в настоящее время осуществляется из XXIII пласта.

В разрезе XXIII пласта выделено VI прослоев.

Суммарная, эффективная нефтенасыщенная толщина отложений XXIII пласта изменяется от 0 до 46,5 м, составляя в среднем 15,43 м.

Песчаные проницаемые прослои XXIII пласта в западном направлении полностью замещаются глинами, образуя литологическую границу. За эффективные выделялись прослои пористостью более 10 % и нефтенасыщенностью более 50 %. Средняя проницаемость определена равным 43 10-15 м2, изменяясь от 0 до 144 10-15 м2. Плотность нефти изменяется в пределах 819-846 кг/м3, составляя в среднем 830 кг/м3. Нефть относится к типу легких, смолистых. Газ залежи XXIII пласта относится к типу метановых (74, 54 объемных процента). Пластовое давление -34,7 МПа, Тпл-378 0К.

Коллектор XXIII пласта отличается низкой проницаемостью, существенной неоднородностью и глинистостью. Процесс вытеснения водой в таких условиях сильно затруднен, и потому попытки освоить закачку воды в XXIII пласт оказались безуспешными.

В соответствии с критериями применимости для повышения нефтеотдачи XXIII пласта месторождения Гойт-Корт было предложено и начато в 1978 г. нагнетание в залежь углеводородного газа под высоким давлением.

Рабочим агентом для процесса нагнетания газа под высоким давлением XXIII пласт является смесь природного газа месторождения Беной и попутного газа I ступени сепарации месторождения Гойт-Корт.

Нагнетаемый газ на месторождении Гойт-Корт содержит более 15 % (объемные) промежуточных компонентов. Такого содержания достаточно, для образования в пласте переходной зоны при давлении, близком к 35 МПа. Нефтяная залежь месторождения Гойт-Корт замкнута литологическими границами с запада, юга и востока. В южной части свода залежь крупным надвигом дополнительно экранирована тектонически. В пределах залежи XXIII пласта тектонические разрывы отсутствуют, что исключает возможность утечки нагнетаемого газа через тектонические нарушения.

Испытание процесса закачки в пласт газа под высоким давлением на месторождении с последующим промышленным применением процесса начата в 1978 году (рисунок 2).

Рисунок 2 - Изменение добычи нефти при закачке сжатого газа в XXIII пласт месторождения Гойт-Корт

Активный режим нагнетания в пласт сжатого углеводородного газа осуществлялся более 12 лет и за это время закачано в залежь около 1,5 млрд. м3 газа. Средневзвешенное пластовое давление возросло с 21 МПа до 30 МПа, резко увеличился темп нефтедобычи, превысив в 2 раза достигнутый в предшествующие применению процесса годы. Дополнительно за счет закачки газа из залежи извлечено более 2,5 млн. тонн нефти, что увеличило накопленную добычу нефти до 4,37 млн. тонн.

Анализ применения процесса повышения нефтеотдачи глубокозалегающих слабопроницаемых пластов путем закачки в них углеводородных газов под высоким давлением (Гойт-Корт, Озек-Суат) показал, что темпы добычи нефти, достигнутые в период истощения естественных запасов пластовой энергии, могут быть без труда превышены при нагнетании в залежь сжатого газа.

К 1992 году на месторождении Гойт-Корт компрессорная станция, полностью укомплектованная отечественным оборудованием, технически износилась в агрегатной части и закачка газа прекратилась с тем, чтобы процесс возобновился после реконструкции и расширения станции. Продуктивные возможности месторождения в этот период и последующие годы не могли быть использованы ввиду бездействия по техническим и организационным причинам большинства добывающих скважин (простаивало 47 скважин). Охват пласта воздействием по площади оценивался на основании данных об изменении газового фактора и свойств нефти и газа.

Наибольший объем переходной вытесняющей зоны, сформированной в пласте к моменту остановки нагнетания газа, располагался в центральной части залежи.

В период 1994 – 2000 гг. на месторождении Гойт-Корт осуществлялась добыча нефти, в том числе и неконтролируемая. Если принять среднее по добыче нефти между 1993 и 2000 гг., то в этот период извлечено из залежи ориентировочно более 300 тысяч тонн нефти. По нашей оценке добыча такого объема нефти не могла внести существенных изменений в состояние залежи, да и по природе своей залежь в сложившихся условиях эксплуатации способна к самосохранению. В 2004 – 2005 гг., из скважин первой очереди ремонта и восстановления промысла XXIII пласта месторождения Гойт-Корт добыто механизированным способом соответственно 13 и 26 тысяч тонн нефти при среднем газовом факторе 115 м3/т.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»