НЕЛИНЕЙНАЯ СТАТИСТИЧЕСКАЯ ГИДРОДИНАМИКА - ОСНОВА ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Портфолио копирайтеров на TextSale.ru - Статьи на тему "На иностранных языках"

Похожие тематические статьи:

- Развитие инновационной деятельности - как путь к экономическому прорыву Украины

- Курсы молодых учителей.

- Социальные технологии в деятельности банков

- Современные технологии каркасного строительства.

- Глобальная стратегия ВОЗ по борьбе с алкоголизмом

- Skoda Rapid SE.

- Высокие технологии. Стиральные машины - одно из новейших направлений развития технологий.

- ПОЧЕМУ ПОВЫШАЕТСЯ ТЕМПЕРАТУРА НА НЕРВНОЙ ПОЧВЕ?

- Технический прогресс и его основные направления в нефтеперерабатывающем и нефтехимическом производстве

- Продуктивные и способные сотрудники. Тактика создания команды.

- 10 эффективных способов справиться с ленью

- На что обязательно стоит смотреть при покупке пылесоса?

- Избавление от волосков на лице без похода в салон красоты.

- Как соединяются новости и рекламные тематические статьи.

- эффективный маркетинг

- Мобильный телефон в жизни человека!!!

- Искушение от «ViewSonic»

- Возможности кофемашин последнего поколения

- Высокие технологии в кинематографическом процессе

- НЕСКОЛЬКО ПОЛЕЗНЫХ СОВЕТОВ О ТОМ, КАК ПРИВЛЕЧЬ ПОСЕТИТЕЛЕЙ НА ВАШ САЙТ.

(перевод с немецкого)

НЕЛИНЕЙНАЯ СТАТИСТИЧЕСКАЯ ГИДРОДИНАМИКА - ОСНОВА ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс в советское время обеспечивал около 70% всей добычи нефти и газа в стране. Высокие темпы становления нефтегазового комплекса в значительной мере были обусловлены с активным использованием новейших решений учёных отечественной школы в области геологии, разведки, техники и технологии разработки месторождений, добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа. Усть-Балыкское, Мамонтовское, Самотлорское, Фёдоровское, Правдинское и многие другие месторождения становились полигонами, где проводилась апробация научных и технических идей, решений, их доводка до промышленного применения и тиражирование на аналогичные объекты.

Переход к рыночным отношениям и отказ правительства России от государственного планового регулирования в науке и производстве отрицательно сказались на нефтедобывающей отрасли. Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс рассыпался на большие и малые государственные, частные и частно-государственные компании. Сверхприбыль, как естественный двигатель рынка периода накопления капитала, обусловила:

· отмену отчислений в фонд восстановления минерально-сырьевой базы России,

· отказ от финансовой поддержки инновационных разработок в пользу далеко не новых, зарубежных технологий и программных средств,

· выбор по гипертрофированным тендерам дешевых сервисных компаний с устаревшим либо контрафактным продуктом.

Ухудшилась сырьевая база добычи нефти, возросла обводненность продукции скважин, снизился их дебит по нефти. Резко упали объемы геологоразведочных работ, уменьшились приросты запасов нефти [1]. В разработку вводились высокопродуктивные запасы. Всего на 01.01.2010 г. По ХМАЮ-Югре отобрано 22% геологических запасов нефти, числящихся на Государственном балансе [2]. Т.е. 78% запасов еще находится в недрах округа, а это очень большое количество нефти, и не где-нибудь подо льдами полярных морей, или в не обустроенных просторах Восточной Сибири, а в сравнительно обустроенных регионах Западной Сибири.

Освоение остаточных геологических запасов нефти в терригенных коллекторах месторождений Западной Сибири является одной из важнейших задач науки, нефтедобывающих компаний и государства. Инновационные разработки по технике и технологии повышения нефтеотдачи [3-7] позволяют говорить о высокой инвестиционной привлекательности идеи разработки остаточных геологических запасов нефти. В частности, технологические решения, одобренные на технических советах Заказчиков в 2001-2005 годах, предусматривали повышение КИН на Талинской и Кетовской залежах нефти в юрских отложениях в 3 раза, а на Мортымья-Тетеревской – на 18% по сравнению с текущим значением [2,7]. Согласно технико-экономической оценке проект реализации пенного режима фильтрации углеводородов в пласте (ПРФУ) на Кетовском месторождении окупался на 2-ой год. При этом ожидалось снижение энергоёмкости и себестоимости добычи нефти до 10% за счёт роста дебита скважин по нефти и снижения объёма закачки воды в пласт.

Надёжность вывода о высокой инвестиционной привлекательности идеи разработки остаточных геологических запасов нефти основывается на использовании известных физических законов, возможностей исследования и статистического описания тонкой структуры поровых каналов породы коллекторов в диапазоне от сотен микрометров до нанометров, в том числе энергетической структуры запасов нефти, газа и воды в соответствующих поровых каналах. Экспериментальное определение энергии взаимодействия молекул флюида с поверхностью поровых каналов разного эффективного радиуса обеспечивается современной газожидкостной хроматографией, хроматомасспектрометрией и микрокалориметрией.

Статистическое описание поровой и гидродинамической структуры горной породы, то есть распределение её по величине пористости и проницаемости, хорошо известно и широко используется. Введением в геологическую модель пласта новой характеристики, а именно энергетической структуры флюида в горной породе, – устанавливается физически понятное и математически строгое условие определения и перевода коллектора в неколлектор и наоборот. Энергетическая структура определяет минимальное значение градиента давления, при котором в поровом канале заданной геометрии обеспечивается подвижность флюида с соответствующим коэффициентом проницаемости.

Лабораторные опыты, подтверждающие нарушение линейного закона фильтрации при различных градиентах, проводились и ранее [8, 9]. Однако учет статистического характера распределения поровых каналов в коллекторе и необходимости создания градиентов давления больших минимального, для обеспечения подвижности нефти в поровых каналах, позволяет правильнее понять влияние законов нелинейной гидродинамики как на скорость фильтрации так и на величину КИН [7].

Практическая значимость нововведения хорошо прослеживается на рисунке 1 при сравнении энергетической структуры запасов нефти Талинской, Гарюшкинской и Мортымья - Тетеревской залежей. При высоких градиентах давления порядка 0,08 МПа/м в зоне питания скважин подвижные запасы флюида на указанных залежах составляют соответственно 60, 43 и 70%. По мере удаления от забоя добывающей скважины согласно логарифмическому закону изменения поля давлений в пласте снижается величина градиента давления. При её величине 0,03 МПа/м доля подвижных запасов на участках залежей снижается соответственно до 4, 30 и 55%. Следовательно, энергетическая структура запасов в известном поле давлений по площади и толщине залежи характеризует распределение как извлекаемой, так и неизвлекаемой части углеводородов в пласте.

В качестве примера на рисунке 2 приведено распределение извлечённых и остаточных запасов нефти на северном блоке Мортымья-Тетеревской залежи. Залежь сложена из трёх пачек нефтенасыщенных коллекторов. Разрабатывается как единый объект одной сеткой скважин. Укрупнённая оценка извлечённых и остаточных запасов нефти проводилась на нелинейной гидродинамической модели пласта КИН-ВП. Исходные данные для расчетов: статистическая поровая и гидродинамическая структура нефтенасыщенной мощности и энергетическая структура запасов нефти в выделенных пачках, - определялись по результатам исследования керна и ГИС. Поле давлений определялось при среднем забойном давлении добывающих скважин 11,0 МПа и пластовом давлении16,6 МПа на границе радиуса питания 200 м. Принципиальная схема расчёта КИН-ВП [7] приведена на рисунке 3.

Согласно результатам расчёта, приведённым на рисунке 2, наиболее эффективно выработаны запасы нефти в 1–ой пачке. Глубина извлечения нефти в коллекторе снижается до 50% по мере удаления от забоя на 128 м и достигает 33% на границе зоны питания. Расчётное значение КИН - 0,59. Подвижных запасов нефти на двух других пачках на радиусе питания 60-67 м более половины. На границе зоны питания они не превышают 18-22%. В сложившемся поле давлений извлекаемые запасы нефти здесь составляют 40-42%.

Таким образом, укрупнённый расчёт даёт оценку остаточной нефтенасыщенности по площади и мощности залежей. Аналогичный расчёт по скважинам является основой для принятия эффективных геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи. Рассмотрим их на примере участка из 16 скважин Мортымья - Тетеревской залежи. Нефтеотдача на участке по промысловым данным составляла 51%, что соответствует доли подвижных запасов нефти в коллекторе при среднем забойном давлении добывающих скважин 11,0 МПа и пластовом давлении 16,6 МПа на границе радиуса питания 200 м. Расчёт по скважинам выполнен по программе КИН-ВП. По результатам расчёта отобранных и остаточных запасов нефти вторая пачка, приведённая на рисунке 4, в районе скважин 1321, 740, 741, 750 содержит от 70 до 80% неподвижных запасов в установившемся поле давлений, что составляет более 600 тыс. м3 нефти. Увеличение нефтеотдачи на рассматриваемой площади возможно при условии изменения поля давлений. Проведём оценку влияния изменения поля давлений в пласте на нефтеотдачу.

Известен способ перевода скважин на форсированный режим работы при низких забойных давлениях для интенсификации добычи нефти. Увеличение депрессии на пласт при поддержании пластового давления приводит к увеличению градиентов давления в зоне питания скважин, которые возрастают по мере приближения к забою. Соответственно возрастает доля поровых каналов с подвижной нефтью. Из результатов расчета по программе КИН-ВП, приведённых на рисунке 5, следует, что снижение давления на забое добывающего фонда скважин с 11,0 МПа до 5,0 МПа позволяет повысить КИН на 30-35%. Увеличение депрессии на пласт в рассматриваемом варианте первоначально приводит к росту дебита скважин по жидкости и нефти. По мере роста зоны разгазирования нефти в пласте в большей степени проявляются особенности состава нефти и структуры коллекторов по скважинам. Это проявляется в темпах снижения дебита, в росте газосодержания и обводнённости продукции скважин.

Привлекательной с позиции повышения нефтеотдачи является технология уплотнения сетки скважин. По результатам расчета, приведённым на рисунке 6, уменьшение радиуса питания скважин в два раза приводит к увеличению КИН на 38% при сохранении ранее принятых значений пластового 16,6 МПа и забойного 11,0 МПа давлений. Известны различные методы уплотнения сетки скважин: бурение боковых стволов, горизонтальных скважин, проведение гидроразрыва пластов. Эффективность методов в значительной мере определяется индивидуальными особенностями породы коллекторов. В частности, доля высокопроницаемого объёма поровых каналов и вертикальная проницаемость призабойной зоны определяют темп обводнения продукции и, как следствие, эффективность технологии.

Существование нижней границы применимости уравнения линейной фильтрации Дарси может учитываться при создании гидродинамических моделей пластовых систем [10]. Простейшая из моделей с учетом неньютоновских жидкостей – модель с предельным градиентом - реализована в ПО ECLIPSE компании «Slumberger». Дополнения к ПО «Petrel» помогают автоматизировать механизм создания гидродинамических моделей, учитывающих энергетическую структуру запасов. Использование модифицированной модели позволяет не только получить динамику отборов по скважинам с учетом нелинейных законов фильтрации, но и оценить как остаточные извлекаемые запасы, так и запасы, которые могут быть извлечены при соблюдении определенных условий. Это позволяет своевременно принять меры по снижению проницаемости промытых поровых каналов[?], оценить возможности других ГТМ по вовлечению в разработку «условно извлекаемых» запасов.

Наиболее простой по технике и технологии исполнения метод изменения поля давлений в пласте – регулирование параметров системы закачки воды в пласт и отбора жидкости. Большинство месторождений Западной Сибири прошли стадию недокомпенсации отборов нефти закачкой воды в пласт, снижения пластового и забойного давлений, восстановления пластового давления, а так же стадию перекомпенсации отборов. Нелинейная гидродинамическая модель пласта является надёжным инструментом, позволяющим использовать указанные процессы в целях интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи.

Известен положительный и отрицательный опыт повышения пластового давления в зоне нагнетательных скважин вплоть до частичного гидроразрыва пласта. На примере Мортымья - Тетеревской проведена оценка влияния повышения пластового давления на радиусе питания скважин с 16,6 МПа до 22,4 МПа на нефтеотдачу. Из расчета на программном комплексе КИН-ВП рост пластового давления на 35% приводит к росту КИН на 26%, то есть до 58% начальных геологических запасов, что соответствует дополнительному отбору около 6 млн. т нефти.

Расчёт на модифицированной модели в программном комплексе «Eclipse» режима перекомпенсации на Талинском месторождении даёт увеличение КИН в 2,8 раза при пластовом давлении в 2 раза выше начального. Однако, на данном объекте увеличение КИН достигается при росте объёма закачки воды в 170 раз по сравнению с ПРФУ, что делает режим технологически и экономически не приемлемым. Полученный отрицательный результат подтверждается практикой разработки Талинского месторождения.

Наиболее эффективным способом повышения нефтеотдачи согласно расчётам является режим недокомпенсации отборов пластовых флюидов закачкой в пласт вытесняющих агентов. Эффективность режима зависит от способа его реализации. В частности, по залежи ЮК10-11 Талинской площади различные технологии реализации режима недокомпенсации отборов дают увеличение доли подвижных, то есть извлекаемых, запасов нефти от 32% до более чем в 3 раза по сравнению с достигнутой. Максимальная технологическая и экономическая эффективность достигается при создании регулируемого естественного пенного режима фильтрации углеводородов в пласте [8-9]. Опыт разработки Варынгского месторождения подтверждает результаты лабораторного и математического моделирования режимов недокомпенсации для целей повышения дебита нефти и конечной нефтеотдачи.

Режим недокомпенсации является наукоёмкой технологией использования современных достижений науки и техники в различных областях знания. Сложное геологическое строение горной породы, её структура, сложный физико-химический состав породы и залегающих в породе флюидов требует адекватных методов исследования и соответствующих новых технологических решений. Нелинейная статистическая гидродинамика, учитывает макро и микроструктуру объекта, законы гидродинамики в макрообъектах и межмолекулярного взаимодействия в микро и нанопорах. Она позволяет описать долю подвижных и не подвижных запасов по площади и толщине залежи при различном воздействии на пласт и, следовательно, является надёжным инструментом инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов.

По укрупнённой оценке авторов подвижные запасы нефти на Талинской площади, на Мортымья-Тетеревском и Суторминском месторождениях в сумме составляют более 350 млн. т. Подтверждается мнение ряда учёных [?-?], что принятые на Государственный баланс извлекаемые запасы нефти отражают традиционные методы разработки с поддержанием пластового давления (ППД) закачкой воды в пласт. Традиционные методы закономерно приводят к экономическому ограничению величины КИН.

Применение нелинейной статистической гидродинамики на базе уточнённой геологической модели пласта даёт физически и математически строгую оценку подвижных (извлекаемых) запасов нефти с использованием инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов при снижении энергоёмкости и себестоимости добычи. Представляется своевременным Государству в лице ГКЗ пересмотреть извлекаемые запасы нефти с современных позиций, что послужит хорошим стимулом для инвестиций и перевода всей нефтедобывающей отрасли на инновационные рельсы.




Статья "НЕЛИНЕЙНАЯ СТАТИСТИЧЕСКАЯ ГИДРОДИНАМИКА - ОСНОВА ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ" написана:

копирайтер charu [Рейтинг: 164]


Cтатьи копирайтера по схожим темам:

Портфолио копирайтеров на TextSale.ru | Статьи на тему "На иностранных языках"