Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии разработки нефтяных месторождений. Учебное пособие
.pdf
фициента вытеснения нефти, а полимеры в комплексе с ПАВ – коэффициента охвата пласта воздействием как водным раствором
ПАВ, так и закачиваемой водой.
7.2.6. Подготовка закачиваемого в пласт агента
Дисперсные системы обладают хорошей (практически неснижающейся) фильтрующей способностью, если размер частиц дисперсной фазы не превышает 1/3 диаметра пор фильтра или фильтрующего канала пористого тела. Поэтому основная задача подготовки нефтепромысловых попутно добываемых вод к использованию их в системе повышения пластового давления (ППД) заключается в удалении из них основного количества загрязняющих
примесей (асфальтосмолопарафиновых отложений (ACПО), сульфида железа, гидрооксидов металлов и др.) и переводе оставшихся
в воде загрязнений в агрегативно-устойчивое, коллоиднодисперсное состояние. В связи с этим разработан способ доразработки высокообводненной нефтяной залежи, направленный на
максимальное использование закачанных пластовых вод для повышения КИН.
В данном способе особое внимание уделяется не столько глубине очистки попутно добываемых вод, поступающих в систему
ППД (даже идеально очищенная вода при перекачке от очистных
сооружений до забоя нагнетательной скважины вторично загрязняется нефтью, АСПО и частицами твердой фазы, накапливаемыми в трубах), сколько тому, в каком дисперсном и агрегативно
устойчивом состоянии находятся эти компоненты в воде, закачиваемой в нагнетательные скважины.
При дозировке реагента в водную фазу за счет сверхнизкого
межфазного натяжения ароматического углеводородного растворителя в воде самопроизвольно образуется агрегативно устойчивая
микроэмульсия типа «масло в воде».
Основное количество ПАВ в ней будет находиться в объеме
дисперсной фазы (растворителе), а не в дисперсионной среде (водной фазе). При контакте самопроизвольно образующейся микроэмульсии в воде с хлопьевидными частицами
АСПО происходит процесс их пептизации с последующим
растворением в микрокаплях эффективного ароматического углеводородного растворителя, т. е. их переход из водной фазы в углеводородную. Хлопьевидные частицы загрязняющих примесей под
111
действием реагента также пептизируются в водной фазе. Интенсивное перемешивание, например, на приеме насоса, или иное физическое воздействие (ультразвуковое или гидроакустическое) интенсифицирует процессы образования водных эмульсионнодисперсных систем.
7.3. Моделирование фильтрации в условиях
низкопроницаемых пластов
Для выбора эффективного нефтевытесняющего агента были
проведены лабораторные исследования на образцах керна Вынгапуровского месторождения по дозированию различных реагентов
в закачиваемую воду. В ходе эксперимента выполнены исследования реологических свойств нефти пласта БВ8, для которых обоснован состав агента СНК-1. В результате проведенных исследований по моделированию фильтрации в условиях пизкопроницаемых
пластов Вынгапуровского месторождения были сделаны следующие выводы.
1. Предложенный состав хорошо фильтруется в образце гор-
ной породы проницаемостью для азота 16,7·10-3 мкм2 и может
быть рекомендован к внедрению в низкопроницаемых коллекторах
Вынгапуровского месторождения. Так, при массовой концентрации реагента в растворе 0,35 % установившийся градиент давлений составил 24,1 МПа/м, при массовой концентрации 0,75 % –
15,9 МПа/м.
2. Состав высоко эффективен при вытеснении пленочной и
капиллярно защемленной нефти.
3. Для условий Вынгапуровского месторождения состав массо-
вой концентрацией 0,75 % обладает большей вытесняющей способностью с меньшим градиентом давления, чем состав массовой концентрацией 0,35 %.
7.4. Термогазовый и газовый МУН
В ОАО «Газпромнефть» проведены работы по обоснованию
промысловых испытаний термогазового воздействия для увеличения нефтеотдачи на Приобском месторождении (КИН, утвержденный ГКЗ, равен 0,192, по балансу – 0,271). Внедрение газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) может увеличить
КИН в 1,5–2 раза. Согласно выполненным для Южно-Приобского
месторождения расчетам:
112
1) применение данной технологии на пласте АС1 позволит по-
высить КИН до 0,416 на отдельных участках при их оптимальном
подборе;
2) технологию необходимо использовать одновременно с оп-
тимизацией системы заводнения;
3) чередующиеся закачки воды и воздуха позволяют снизить
общий объем закачки воздуха и увеличить охват пласта заводнением.
Кроме того, внедрение газовых МУН позволит в значительной
степени решить проблему низкого уровня утилизации и сжигания
нефтяного газа в России.
7.5. Разработка эффективных технологий добычи и транспорта
высоковязкой нефти
Специфические условия эксплуатации скважин при разработке месторождений высоковязких нефтей существенно ограничивают выбор способов ее добычи и транспорта. Особые реологические свойства аномальной нефти (аномалии вязкости, вязкоупругие и тиксотропные свойства) существенно влияют на весь процесс разработки месторождения. При этом особую сложность
представляют подъем и транспорт по нефтепроводам скважинной
продукции из-за последовательного охлаждения, разгазирования и
кратного увеличения вязкости нефти. Например, вязкость нефти
пласта Т2 Южно-Торавейского месторождения в процессе подъема
на земную поверхность возрастает от 550 до 1700 мПа·с. т. е. почти в 30 раз.
Для добычи и транспорта таких нефтей актуально применение
теплового воздействия на пласт и его призабойную зону, которое
позволяет существенно изменить свойства нефти и привести к образованию стойких водонефтяных эмульсий, ограничивающих выпадение АСПО в стволе скважины, системах сбора и подготовки
продукции. Кроме того, планируется применять электроцентробежные насосы специальной компоновки для откачки высоковязкой нефти без дополнительного нагрева. Это обеспечивает существенную экономию электроэнергии, дозированную регулируемую
подачу на забой скважины ингибиторов, растворителей, а также
предотвращает растепление многолетнемерзлых пород за счет отказа от избыточного нагрева продукции скважины. Для транспорта
высоковязких нефтей Южно-Торавейского и Тазовского месторождений в ОАО «Газпром нефть» планируется применять насосы
113
нового поколения. При этом можно существенно уменьшить мощность путевых подогревателей нефти. По предварительной оценке
экономия электроэнергии может достичь 3 кВт·ч на 1 т·км.
Таким образом, в настоящее время в ОАО «Газпромнефть»
проходит апробацию и внедрение целый ряд инновационных технологий, предназначенных для повышения эффективности системы разработки нефтяных месторождений. Применение данных
технологий характеризуется комплексностью технологического
сопровождения разработки (промыслово-геофизический мониторинг, целевые РИР, управление закачкой и подготовка закачиваемое агента, подбор нефтевытесняющих агентов, газовый и термогазовый методы воздействия на пласт, полимерное заводнение,
добыча и транспорт высоковязких нефтей и др.) и их адаптацией к
условиям конкретных объектов месторождений.
Контрольные вопросы
1. Эффективность проведения ремонтно-изоляционных работ
(РИР).
2. Цель применения комбинированного воздействия: закачка
ПАВ и полимеров.
3. Основная задача подготовки нефтепромысловых попутно
добываемых вод к использованию их в системе повышения пластового давления (ППД).
4. Моделирование фильтрации в условиях низкопроницаемых
пластов.
5. Условие применения теплового воздействия на пласт и его
призабойную зону.
6. Особые реологические свойства аномальной нефти.
114
ЛИТЕРАТУРА
1. Лисовский Н. Н., Иванова М. М., Базив В. Ф., Малюгин В. М.
Совершенствование разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 3. – С. 22–24.
2. Комаров В. С., Валеев С. В., Мухамедзянов Т. М. Примене-
ние комплексного подхода к контролю разработки средствами гидродинамических исследований скважин в ООО «РНЮганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2007. – №11. – С. 72–77.
3. Бордзиловский А. С. Методика уточнения структур геолого-технологических моделей по результатам трассерных исследований и ГДИС // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – С. 12–15.
4. Костюченко С. В., Бордзиловский А. С., Игнатов И. С., Шапиева Е. И. Принцип итерационного сопряжения секторных моделей для полномасштабного моделирования больших и гигантских
пластовых систем // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 8. – С. 42–46.
5. Костюченко С. В. Прямой расчет коэффициента охвата вытеснением при геолого-гидродинамическом моделировании //
Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 10. – С. 112–115.
6. Костюченко С.В., Зимин С.В. Количественный анализ эффективности систем заводнения на основе моделей линий тока //
Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 1. – С. 56–60.
7. Moitra D., Krishnamoorthy M.В. Global Innovation Exchange //
RTM. – 2004. – № 4.
8. Грайфер В. И., Галустянц B. A., Винницкий M. M. Методо-
логия и практика управления инновационной деятельностью. – М.:
ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
2002.
9. Методические рекомендации по оценке эффективности ин-
вестиционных проектов (2-я редакция) / под ред. В. В. Косова, В.
Н. Лившица, А. Г. Шахназарова. – М.: 2000.
10. Drilling and Production, Special Report Enhanced Oil Recovery Survey // Oil and Gas Journal. – 2004. – April.
11. Френкель Я. И. Кинетическая теория жидкостей. – Л.:
Наука. 1976. – 592 с.
12. Panakhov G. M., Abbasov E. M., Bakhtiyarov S. I., Shakhverdiyev A. Kh. Kinetics Of Gas Generation In Water Solutions // Transactions of AMEA, Issuо Mathematics and Mechanics series of physical
115
technical & mathematical sciences of Institute of Mathematics and Mechanics, XXIV, Baku, 2006.
13. Bakhtiyarov S. I., Shakhverdiev A. Kh., Panakhov G. M., Abbasov E. M. Oil Recovery by In-Situ Gas Generation: Volume and
Pressure Measurements // ASME Joint U.S.-European Fluids Engineering Summer Meeting, Miami, FL, July 17–20, 2006, Paper №
FEDSM2006 983596.
14. Bromhal Grant S., M. Ferer Pore-Level Modeling of Carbon
Dioxide Sequestration in Oil Fields: A study of viscous and buoyancy
forces. Phys, Rev. E 49, 4114 (1994).
15. Panakhov G. M., Abbasov F. M. Experimental simulation of
gas fluid effect in heterogeneous porous medium // Transactions of
AMEA, issue Mathematics and Mechanics series of physical-technical
& mathematical sciences of Institute of Mathematics and Mechanics,
XXIV, Baku, 2004. – P. 245–252.
16. Шахвердиев A. X. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2004. – 452 с.
17. Panakhov G. M, Omrani A.-N. Quasi-periodic in-situ foaming
in processes of selective insulation of high-permeable channels of the
porous medium//ANAS Transactions, Issue Mathematics and Mechanics series of physical-technical and mathematical Sciences. XXVIII. –
№ 1,2008. P. 183–188.
18. Шахвердиев А. Х., Панахов Г. М., Аббасов Э. М. Интегра-
тивная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой
генерации газа // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С 76–78.
19. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи.
Комитет Государственной Думы РФ по природным ресурсам и
природопользованию совместно с ОАО «Газпромнефть»,
ОАО «Зарубежнефть» и ОАО «РИТЭК». – М.: ЗАО «АсКОН»,
2006. – 144 с.
20. Максутов Р. А., Зацепин В. В. Классификация технологий
водогазового воздействия // Технологии ТЭК. – 2007. – № 1. –
С. 42–45.
21. Вербицкий В. С., Дроздов А. Н., Деньгаев А. В., Рабинович А. И. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей // Нефтяное хозяйство – 2007. – № 12. – С. 78–81.
116
22. Кокорев В. И. Инновационный подход к разработке место-
рождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. – Нефтяное хозяйство. – № 8. – 2009.
23. Кокорев В. И. Инновационный термогазовый метод разоработки отложений керогена Баженовской свиты месторождений
Западной Сибири. – Нефтяное хозяйство. – № 9. – 2009
24. Френкель Я. И. Кинетическая теория жидкостей. – Л.:
Наука. 1976. – 592 с.
25. Шахвердиев А. Х., Панахов Г. М., Аббасов Э. М., Huimin
Zeng, Yigang Lio, Shunyao Luo. Инновационная технология извле-
чения остаточных запасов углеводородов внутрипластовой генерацией диоксида углерода. – Нефтяное хозяйство. – № 6. – 2010.
26. Славкин B. C., Алексеев А. Д., Колосков В. Н. Некоторые
аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 100–104.
27. Сонич В. П. Проблемы и перспективы освоения баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 9. – С. 63–68.
28. Боксерман А. А. Результаты и перспективы применения
тепловых методов воздействия на пласт // Тепловые методы воздействия на пласт (Материалы отраслевого семинара, состоявшегося 5–8 октября 1971 г. в г. Ухта). – М.: ВНИИОЭНГ, 1971. –
С. 10–16.
29. Боксерман А. А. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи. Повышение нефтеотдачи пластов // Интервал. – 2008. –
№ 7(114). – С. 26–33.
30. Грайфер В. И., Боксерман А. А. Термогазовая нанотехно-
логия воздействия на низкопроницаемые нефтяные пласты Баженовской свиты. – Материалы конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям». – М., 18–19 ноября 2008 г.
31. Оценка перспектив применения гидротермовоздействия в
пласте Юо месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» /Ю.Е. Батурин
[и др.] // Интервал. – 2002. – № 1 (36).
32. Сонич В. П. Проект опытно-промышленных работ по извлечению углеводородов из баженовских отложений и нефти из
заводненного пласта AC11 Маслиховского месторождения // Пути
117
реализации нефтегазоносного потенциала ХМАО. – ХантыМанcийск: Путиведь, 1999. – C. 316–324.
33. Дроздов А. Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: учебное пособие. –
М МАКС-пресс, 2008. – 312 с.
34. Андреева Н. Н., Скиткин К. В. Российский нефтегазовый
сервис – время собирать камни // Нефтяное хозяйство. – 2008. –
№ 9. – С. 46.
35. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых
месторождений системами горизонтальных скважин. – М.: Недра,
2001. – 198 с.
36. Богомольный Е. И., Сучков Б. М., Каменщиков Ф. А. По-
вышение производительности горизонтальных скважин // Материалы Всероссийской конференции. Применение новых технологий
бурения горизонтальных стволов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти (Ижевск, 29-30 октября 1997 года). –
Ижевск, 1998. – С. 30–36.
37. Каневская Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического
разрыва пласта. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. – 212 с.
38. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 516 с.
39. Исмагилов А. Ф., Белкина Е. Ю, Хасанов И. Ш., Борцвадзе
Л. Н. Методика оценки эффективности инновационных проектов в
ОАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. – № 12. – 2008.
40. Moitra D., Krishnamoorthy M.В. Global Innovation Exchange //
RTM. – 2004. – № 4.
41. Методические рекомендации по оценке эффективности
инвестиционных проектов (2 редакция) / под ред. В. В. Косова, В.
Н. Лившица, А. Г. Шахназарова. – М., 2000.
42. Бордзиловский А. С., Мухамедзянов Т. М., Терентьев В.
Л., Федоров К. М. Комплекс инновационных технологий для совершенствования разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 10.
43. Мазур И. И., Шапиро В. Д. Реструктуризация предприятий
и компаний. Справочное пособие. – М.: Высшая школа, 2000.
44. Kinetics Of Gas Generation In Water Solutions / G. M. Panakhov,
E. M. Abbasov, S. I. Bakhtiyarov, A. Kh. Shakhverdiyev // Transactions of
118
AMEA, Issuо Mathematics and Mechanics series of physical technical &
mathematical sciences of Institute of Mathematics and Mechanics, XXIV,
Baku, 2006.
45. Oil Recovery by In-Situ Gas Generation: Volume and Pressure
Measurements / S. I. Bakhtiyarov, A. Kh. Shakhverdiev, G. M. Panakhov, E. M. Abbasov //ASME Joint U.S.-European Fluids Engineering
Summer Meeting, Miami, FL, July 17–20, 2006, Paper № FEDSM2006
983596.
46. Grant S. Bromhal, M. Ferer Pore-Level Modeling of Carbon
Dioxide Sequestration in Oil Fields: A study of viscous and buoyancy
forces. Phys, Rev. E 49, 4114 (1994).
47. Panakhov G. M., Abbasov F. M. Experimental simulation of
gas fluid effect in heterogeneous porous medium//Transactions of
AMEA, issue Mathematics and Mechanics series of physical-technical
& mathematical sciences of Institute of Mathematics and Mechanics,
XXIV. – Baku, 2004. – P. 245–252.
48. Шахвердиев A. X. Системная оптимизация процесса раз-
работки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2004. – 452 с.
49. Panakhov G. M, Omrani A.-N. Quasi-periodic in-situ foaming
in processes of selective insulation of high-permeable channels of the
porous medium // ANAS Transactions, Issue Mathematics and Mechanics series of physical-technical and mathematical Sciences. XXVIII. –
№ 1, 2008. P. 183–188.
50. Шахвердиев А. Х., Панахов Г. М., Аббасов Э. М. Интегра-
тивная эффективность воздействия на пласт при внутрипластовой
генерации газа // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С 76–78.
51. Волохов Д. В., Назметдинов Р. М., Калинин В. А. Инновационная деятельность компании «Газпром нефть» и роль научнотехнических изданий в создании и внедрении инноваций // Нефтяное
хозяйство.– № 10. – 2010
52. Джафаров И. С. Инновационные технологии как инструмент повышения эффективности разработки месторождений
ОАО «Газпром нефть» // Нефтяное хозяйство. – № 12. – 2009.
53. Джафаров И. С., Ипатов А. И., Нуриев М. Ф. Принципы
контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе стационарного гидродинамического
мониторинга пластов и скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. –
№ 9. – С. 40–44.
119
54. Ипатов А. И., Нуриев М. Ф., Белоус В. Б. Информационная
система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей // Нефтяное
хозяйство. – 2009. – № 10. – С. 58–62.
55. Стрижнев К. В. Применение физико-химических методов
ПНП на месторождениях ОАО «Газпромнефть» // Международная
научно-практическая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений». –
2007. – С. 555–559.
56. Ипатов А. И., Залетова Д. В. Причина высоких скоростей
фильтрационных потоков при трассировании индикаторами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –
2004. – № 10. – С. 57–62.
57. Шелепов В. В., Позднышев Г. Н., Стрижнев К. В., Румян-
цева Е. А. Способ повышения нефтеотдачи пластов методом заводнения // Интервал. – 2005. – № 4–5. – С. 33–39.
58. Сучков Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин. – Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999. – 550 с.
59. Дроздов А. Н., Скиткин К. В. Внедрение в промышленность инновационных технологий механизированной добычи
нефти и газа на условиях распределенного партнерства // Нефтяное хозяйство. –№ 3. – 2010.
60. Дроздов А. Н., Вербицкий B. C.. Деньгаев А. В. Реанимация для «безнадежных». Новые технологии эксплуатации скважин
погружными насосами в осложненных условиях // Нефтегазовая
вертикаль. – 2006. – № 12. – С. 40–41.
61. Деньгаев А. В., Дроздов А. Н., Вербицкий B. C. Проблемы
насосной добычи нефти из скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Территория
НЕФТЕГАЗ. – 2007. – № 3. – С. 58–61.
62. Дроздов А. Н., Териков В. А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуотации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. –
№6 – С. 68–72.
63. Муслимов Р. Х. О стандарте инновационного проектирования разработки месторождений углеводородов с целью увеличения извлекаемых запасов (в порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство. – № 1. – 2010.
120
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]