Тепловое воздействие на призабойную зону скважин - Курсовая работа

Под воздействием на пласт понимают нагнетание различных агентов в пласт для поддержания в нем давления и улучшения условий выработки из пласта нефти. Основные методы воздействия на пласт, широко применяющиеся в последнее время - это заводнение пластов и закачка газа в пласт. Тепловую обработку призабойных зон пластов применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах.Большинство залежей нефти здесь приурочено к южному борту Западно-Кубанского прогиба, при этом значительное число их содержит тяжелые, смолистые и высоковязкие нефти. По находящимся в эксплуатации 30-40 лет месторождениям тяжелой нефти, близким по рентабельности и конечной стадии разработки, коэффициент нефтеизвлечения не превышает 0,1 (1 горизонт Майкопа Нефтянского участка, кумский горизонт месторождений Зыбза-Глубокий Яр, Холмское, Северо-Украинское и др.). По таким месторождениям складывалось неблагоприятное мнение в отношении целесообразности их разведки, разработки или доразработки (таковы, например, 1 горизонт Ахтырско-Бугундырского, меотис Украинского месторождений, 1 горизонт Майкопа Павловой Горы на участке восточного «залива» и др.). Анализ фактического материала указывает на высокую нефтью насыщенность коллекторов высоковязкими нефтями. Однако к моменту осуществления работ по паротепловому воздействию существовало представление о коллекторе, как о типично трещиновато-пористом, в котором фильтрация происходит главным образом по системе сообщающихся трещин, питаемых нефтью из пористой матрицы.На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные свойства системы нефть - вода - порода. Известно, что с повышением температуры изменяются поверхностные свойства пластовых жидкостей и пласта. Растворение поверхностно-активных веществ нефти в закачиваемой воде ведет к снижению поверхностного натяжения на границе фаз и улучшает избирательное смачивание поверхности поровых каналов водой. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти из поверхности поровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается. Для оценки капиллярных сил в механизме вытеснения нефти водой были проведены опыты по капиллярному вытеснению нефти месторождения Зыбза пластовой водой из песчаных образцов при различных температурах.Вопрос выбора теплоносителей при проектировании теплового воздействия на пласт для конкретных геологических условий и нефтей имеет решающее значение. В зависимости от выбранного способа воздействия на пласт, характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, технических условий будет определяться эффективность показателей процесса воздействия на пласт. Вытеснение нефти осуществляли горячей пластовой водой, паром и воздухом при температуре пласта, равной 200°С. При вытеснении нефти водой давление в пласте поддерживалось равным 50 кгс/см2, при вытеснении воздухом и паром - 10 кгс/см2, т. е., ниже упругости пара воды при температуре опыта. Так, при температуре 100°С из образца вытесняется 62% нефти, при температуре 150°С - около 70%, а при температуре 200°С - порядка 75% нефти.На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом для увеличения нефтеотдачи является насыщенный водяной пар высоких давлений (80-150 кгс/см2). При степени сухости пара 0,8 (80% пар и 20% вода) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого агента), чем при нагнетании горячей воды;Успешное применение водяного пара для интенсификации добычи нефти зависит прежде всего от правильности выбора нефтяной залежи и скважин, предназначенных для нагнетания пара в пласты. При этом следует учитывать, что эффективность намеченного способа зависит от: - вида и стоимости топлива; Кроме того, на эффективность проведения паротепловых обработок влияют глубина скважин, тип коллектора, мощность пластов и их обводненность, запасы нефти и ее плотность в пластовых условиях, пластовое давление, геологическое строение залежи, первоначальная нефтеотдача и т. п. Опыт и результаты отечественных и зарубежных работ показывают, что применение водяного пара - экономически оправданное средство интенсификации добычи нефти при учете на современном этапе развития техники следующих условий: 1. Однако с решением ряда вопросов, в том числе проблемы борьбы с потерями тепла по стволу скважины, этот метод воздействия на пласт можно применять и при больших глубинах;Преимущества и недостатки, присущие отдельным вариантам, следующие. 2, а) - пар нагнетается в пласт по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3-6 недель, затем следует выдержка в течение 2-3 суток, и скважину пускают в эксплуатацию. При этом варианте скважина используется и для нагнетания пара, и для отбора нефти. После паротепловой обработки скважина эксплуатируется с увеличенным дебитом. Циклы нагнетание - отбор можно повторить несколько раз.

Содержание

Введение

1. Применение теплового воздействия на месторождения с нефтями

1.1 Месторождения с высоковязкими нефтями - объекты для применения термического воздействия на пласт, их характеристика и реальная модель структуры коллектора

1.2 Влияние температуры на разрушение структурно-механических свойств вязкоупругой системы и повышение эффективности капиллярной пропитки

1.3 Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями

2. Паротепловой метод воздействия на пласт

2.1 Выбор оптимального способа паротеплового воздействия на пласт в условиях аномальной неоднородности коллектора. Целесообразность использования пара при добыче нефти

2.2 Выбор месторождений и подбор скважин для проведения паротеплового воздействия на пласт

2.3 Технологические схемы нагнетания пара в нефтяные пласты

2.4 Блочно-циклический способ паротеплового воздействия на пласт

3. Воздействие на пласт методом внутри пластового горения

3.1 Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

3.2 Подбор месторождения для разработки с применением горения

3.3 Методы инициирования процесса внутрипластового горения

3.3.1 Инициирование горения с вводом тепла

3.3.2 Возникновение фронта горения в пласте

3.3.3 Влажное горение

3.4 Оборудование и устройства, применяемые при внутрипластовом горении

Заключение

Список используемой литературы