ERUI: эффективная цепочка поставок

Совершенствование концептуального дизайна впрыска полимера для месторо

Время выпуска: 2019-03-19 09:44:03

Текст

1. Обзор впрыска полимера
В сентябре 2008 года начался эксперимент по впрыску полимера на месторождении Т (обводненность около 65%) с 3 инжекторами и 10 добывающими скважинами. Большинство скважин имели приемистость на ранней стадии. Общая добыча жидкости и нефти в экспериментальной зоне увеличилась. На средней и поздней стадии в нескольких скважинах резко возросла концентрация полимера и снизилась добыча нефти. Результаты опытно-промышленного испытания отличаются от нашего прогноза. Обводненность в экспериментальной зоне почти достигла 90% до сентября 2014 года.
2. Анализ текущих проблем
В качестве характеристики пласта и жидкости, было взято следующее:
Ⅰ. Пласт имеет сильную неоднородность. Полимеры будут скапливаться вдоль зоны высокой проницаемости, если применяется общий впрыск полимера.
Ⅱ. На ранней стадии водонасыщенность низкая, а коэффициент водо-нефтяной подвижности высокий, полимеры делают язык обводнения вдоль зоны обводненности.
Ⅲ. При формировании формируется фиксированный доминантный канал, а неэффективная циркуляция усиливается после длительного введения полимера.
Как следствие, случилось следующее:
Ⅰ. Направленность впрыска полимера уваеличилась
Ⅱ. Обводненность произведенной  жидкости увеличилась
Ⅲ. Эффективность развертки впрыска полимера снижается
Ⅳ. Эффективность затопления полимеров снижается
На более поздней стадии степень добычи запасов становится низкой с низкой эффективностью затопления полимеров.

3. Решения проблем
3.1 Основные идеи: Во-первых, закупорить большие каналы, и зоны высокой проницаемости, и донную воду. Во-вторых, настроить профиль производства и профиль впрыска полимер, в то же время снизить межфазное натяжение нефти и воды и коэффициент водо-нефтяной подвижности.
3.2 Перечисление мероприятий:
3.2.1 Когда полимер получается без нефти или нефть выходит с полимером, закупорить воду в глубоком грунте нефтяной скважины с применением модификации профиля, далее разделяя впрыск полимера в слоях в глубоком грунте водяной скважины.
3.2.2 Когда мало полимера получается без нефти или нефть получается раньше, чем мало полимера, или нефть получается без полимера, закупорить конус обводнения в нефтяной скважине, с оптимизацией рабочих параметров нефтяной скважины и закачиванием закупорочной смеси для снижения вязкости в водную скважину.
3.2.3 Когда произошло так, что только нефть получилась раньше полимера, выполнить выборочное водоизолирование в нефтяной скважине и применить выборочное распределение впрыска полимера отдельного слоя в водяную скважину.
3.3 План работы:
3.3.1 Полимерный впрыск: Применять раздельный впрыск там, где происходит межслоевая разработка, и закачать под давлением высокоэффективный агент выборочного перекрытия воды.
3.3.2 Пласт: Закачать под давлением смесь высокоэффективного водоизолирующего агента и закупорочную смесь высокоэффективного поверхностно-активного вещества, прежде чем использовать полимерную пробку.
3.3.3 Нефтяная скважина: Закачать под давлением водоизолирующий агент и оптимизировать параметры работы.
Чтобы узнать точную сумму проекта, необходим комплексный анализ площадки!
3.4 Используемые товары/технологии:
3.4.1 Интеллектуальная многослойная колонна
Ⅰ. Распределить воду плавно и точно.
Ⅱ. Установить параметры на поверхности, затем подземные слои автоматически регулируют подачу воды;
Ⅲ. Достичь произвольных многократных разделенных впрысков, если позволяет промежуточный слой;
Ⅳ. Допустимая температура может достигать 150℃. Разница давления впрыска между термостойкими покрытиями составляет 10 МПа.
3.4.2 Высокоэффективный составной закупоривающий агент
Ⅰ. Использовать как органические, так и неорганические химические вещества. Применять частицы разных размеров и разные закупорочные смеси.
Ⅱ. Подобрать оптимальное место закупорки, способ закупорки и использование закупорочной смеси в зависимости от обстоятельств.
3.4.3 Высокоэффективное поверхностно-активное вещество
Ⅰ. Высокая солеустойчивость.
Ⅱ. Низкая критическая мицеллярная концентрация.
Ⅲ. Высокая активность. Хорошо подходит для образования водонефтяной эмульсии.
Ⅳ. Лучше всего работать при 15-80% обводненности.

4. Дальнейшая работа
4.1 Описание тонкого пласта области впрыска полимера
Ключевой момент
Ⅰ. Изучение неоднородности пласта
Ⅱ. Анализ чувствительности пласта
Ⅲ. Анализ вязкостно-температурных характеристик тяжелой нефти
Ⅳ. Трехмерная геологическая модель
Ⅴ. Изучение характеристик распределения остаточной нефти
Ⅵ. Исследования по численному моделированию пласта
4.2 Исследования по улучшению впрыска полимера
Ключевой момент
Ⅰ. Исследование страховых ограничений
Ⅱ. Исследование технических стратегий
Ⅲ. Проектирование и оптимизация
Ⅳ. Подбор наземного оборудования и проектирование методики строительства
4.3 Экономическая оценка проекта
4.4 Оценка рисков проекта