Современные и перспективные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Классификация, механизмы нефтеизвлечения.

Стр 1 из 5Следующая ⇒

Nbsp; 12. Основные режимы разработки нефтяных месторождений. Физические основы нефтеизвлечения на режимах истощения (упругий + начальная стадия режима растворенного газа). Расчет средневзвешенного пластового давления. Факторы, влияющее на эффективность разработки. Управление разработкой на режимах истощения. Естественным (природным) режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: · напор контурной воды под действием ее массы; · напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; · давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; · сила тяжести нефти. 1. Нефтяные месторождения

Водонапорный режим

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти -- до 0,6 -- 0,7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

Упруговодонапорный режим

Упруговодонапорный режим -- режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости.

При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 -- 7% в год от НИЗ.

Газонапорный режим

Газонапорный режим -- это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти: поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.

Режим растворенного газа

Режим растворенного газа -- режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержание пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки.

Гравитационный режим

Гравитационный режим -- это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате "осушения" пласта.

В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде действует обычно лишь при отборе первых 5-- 10 % извлекаемых запасов нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и основное значение приобретает режим растворенного газа (девонские залежи нефти Татарии и Башкирии, многие залежи Западной Сибири и др.).

2.1 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в газовой залежи

Пусть залежь разрабатывается с постоянным во времени отбором . При известном на момент времени среднем пластовом давлении текущие запасы газа в залежи определяются по формуле:

, (2.1)

где - объем порового пространства;

- коэффициент сверхсжимаемости.

Давление в данной формуле берется в атмосферах. Начальные запасы газа находятся по аналогичной формуле от начального давления . Поскольку текущие и отобранные запасы в каждый момент времени в сумме равны начальным, то справедливо соотношение

, (2.2)

являющееся для любого уравнением относительно искомого давления.

Указанное уравнение для фиксированного можно решить с помощью следующей итерационной процедуры:

, (2.3)

2.2 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в газоконденсатной залежи

В целом задача аналогична предыдущей за исключением того, что по причине выпадения в пласте конденсата поровый объем, занятый газовой фазой, становится переменной величиной. Данный объем корректируется величиной пластовых потерь конденсата и определяется долей выпавшей углеводородной жидкости, являющейся функцией давления. В рассматриваемом случае текущие запасы газа в залежи определяются по формуле:

, (2.4)

где - объемная доля жидкой фазы.

Соотношение между начальными, текущими и отобранными запасами принимает вид

, (2.5)

(при начальном давлении жидкая фаза отсутствует), откуда следует итерационная схема для расчета динамики пластового давления:

средневзвешенное пластовое давление в газовой залежи снижается быстрее чем в газоконденсатной залежи, это объясняется тем, что при снижении давления из газожидкостной смеси выпадает конденсат. Доля этогоконденсата увеличивается в процессе разработки.

Расчет динамики накопленной добычи нефти. Аналитический метод расчета динамики накопленной добычи нефти для фрагмента однородного пласта в объеме дренирования скважины. Дифференциальное уравнение для расчета динамики накопленной добычи нефти. Методы решения обыкновенных нелинейных дифференциальных уравнений.

Накопленная добыча по выбывшим из эксплуатации скважинам составляет 28 % от общего начального запаса. Средняя накопленная добыча на 1 выбывшую скважину составляет 160 тт.

Накопленная добыча как функция времени представлена на рис. 9.60 в виде классических кривых, имеющих S-образную форму. Причем на некоторый заданный момент времени большая накопленная добыча получается при больших скоростях ( дебитах) закачки ( сравните кривые а, в и д для постоянного CR IQ и фнаш.

Накопленная добыча представляет собой ту долю начальных ресурсов, которая извлечена из недр. Накопленная добыча включает суммарную добычу нефти и газа, полученную с момента первого промышленного притока до определенной даты, по состоянию на которую проводится тот или иной расчет или анализ, связанный с использованием данных о накопленной добыче. Это определение может быть применено как к отдельному месторождению, так и к крупным регионам или странам. Оставшаяся по состоянию на эту дату в недрах доля полезного ископаемого входит в текущие потенциальные ресурсы как разведанные, так и неразведанные.

Накопленная добыча выражается в процентах от геологических ( балансовых) запасов. При расчетах накопленную добычу нужно выражать в процентах от извлекаемых запасов.

Показатели накопленной добычи на конец прошлого года - всегда фактические данные. Данные по добыче в текущем году отражают отчасти реальность, а отчасти - предположение. Добыча следующего года - целиком предположительна, и чем к более отдаленной перспективе относятся прогнозы, тем дальше они от реальности и ближе к фантастике.

Отношение накопленной добычи, при которой дальнейшее приращение 1 т нефти достигается в условиях предельной себестоимости, к геологическим запасам и будет характеризовать экономически обоснованный коэффициент нефтеотдачи.

Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти подтверждает, что невысокие значения QHara.

Кривые накопленной добычи газа и конденсата можно условно разделить на два типа, характеризуемых ростом без ограничения и с ограничением. Здесь необходимо отметить, что рост с ограничением представляет собой рост накопленной добычи с предельным ( асимптотическим) значением, а рост без ограничения не имеет асимптотического значения накопленной добычи.

Динамика накопленной добычи жидкости окружающих скважин показывает равномерный темп добычи жидкости и после проведенного ОПЗП реагирующих скважинах.

Динамика накопленной добычи жидкости окружающих скважин показывает равномерный темп добычи жидкости и после проведенной ОПЗП реагирующих скважин.

QB - накопленная добыча воды, м; А - коэффициент.

График зависимости накопленной добычи от ВНФ Цель состоит в том, чтобы предсказать дебит нефти, учитывая возможности оборудования, время простоя и накопленную добычу жидкости. Накопленная добыча жидкости и водонефтяной фактор позволяют составить график накопленной добычи нефти. Анализ тенденций ВНФ и дебита жидкости позволяет оценить ограничения по прокачке воды, связанные или с наземным оборудованием, оборудованием механизированной добычи или просто с конструкцией насосов. Для определения дебита нефти сначала должны быть определены накопленная добыча жидкости и водонефтяной фактор.

Зная величину накопленной добычи за безводный период, по графам 2 и 1 табл. путем интерполяции определяется время безводной работы каждого интервала толщины пласта. С этого времени начинается процесс обводнения данного интервала толщины. После этого по формуле определяется значение функции F ( cr, Jo) по годам разработки для каждого интервала толщины. отыскивается соответствующее значение доли воды в добываемой жидкости.

По данным накопленной добычи устанавливаются годовые отборы нефти, жидкости, воды и ее содержание в продукции.

закону сохранения масс, согласно которому извлечённый объём равен сумме изменения первоначального и привнесённого объёмов (в пласте, например).

V_{извлечённый} = ΔV_{первоначальный} + V_{привнесённый}

Любое гидродинамическое моделирование должно поддерживаться проверкой с использованием материального баланса

Данные, необходимые для расчёта материального баланса

• давление (замеры пластового давления),

• объёмы флюидов,

• свойства флюидов (PVT),

• свойства породы.

Ограничения материального баланса

• одномерная модель коллектора, не учитывающая распространение флюидов в пространстве,

• не учитывается время,

• чувствительность к качеству данных.

Применение материального баланса

• подсчёт балансовых запасов нефти и газа,

• расчёт размеров газовой шапки,

• диагностика и расчёт притока воды,

• расчёт параметров (характеристик) притока воды,

• подтверждение механизма добычи (нефтеотдачи),

• расчёт зависимости закачки/извлечения нефти.

Обозначения[править | править исходный текст]

• N — балансовые запасы нефти (м³),

• N_p (oil production) — накопленная добыча нефти (м³),

• W_p (water production) — накопленная добыча воды (м³),

• W_inj (water injection) — накопленная закачка воды (м³),

• W_e (aquifer) — приток воды из-за контура (аквифера) (м³),

• G_p (gas production) — накопленная добыча газа (м³),

• B_o, B_w, B_g — объёмные коэффициенты воды, нефти, газа (м³/м³),

• C_o, C_w, C_f — сжимаемость воды, нефти, породы,

• S_o, S_w — насыщенность нефтью, водой,

• S_wir — связанная вода,

• R_s — содержание растворённого газа в нефти,

• R_p — накопленное газосодержание,

• ΔP — изменение давления от начального пластового (атм),

• V_o, V_w, V_f — объёмы нефти, воды, пор (м³),

подстрочный индекс «i» обозначает начальные условия.

Вывод уравнения материального баланса

При добыче из пласта нефти (N_p×B_o) при давлении в пласте (P_r) ниже первоначального (P_ri) на ΔP, но выше давления насыщения (P_b), имеем недонасыщенный пласт P_ri > P_r > P_b. При условии отсутствия притока воды имеем N_p×B_o = V_{извлечённый} = ΔV_{первоначальный} = ΔV_w + ΔV_o + ΔV_f

N_p×B_o = ΔV_w + ΔV_o + ΔV_f, то есть, накопленная добыча нефти равна сумме изменений объёмов воды, нефти и пор V_fi = V_oi / S_oi = V_wi / S_wi = V_o / S_o = V_w / S_w

Изменение объёма воды (ΔV_w) равно произведению объёма воды (V_w) на сжимаемость воды (C_w) и на изменение давления (ΔP): ΔV_w = V_w × C_w × ΔP.

Объём воды V_w равен произведению начального объёма воды V_wi на коэффициент изменения насыщенности воды S_w / S_wi :

Многолетний опыт использования метода прогнозирования с помощью характеристик вытеснения показал, что далеко не все предложенные зависимости используются на практике. Наиболее распространенные и чаще всего применяемые на практике анализируются в работе [9]. В их число вошли характеристики вытеснения, представленные в таблице 3.1,

где: QH, Q^, Qfl - накопленная добыча соответственно нефти, жидкости и воды;

qH, qs - текущие дебиты за период (год, месяц, сутки) соответственно нефти и воды;

А, В, С - постоянные коэффициенты уравнений, определяемые путем обработки фактических промысловых данных методами

математической статистики.

Таблица 3.1

№ п/п Вид характеристики Авторы характеристики

I Q*/QH = A + B-QB Назаров С Н.. Сипачев Н В

2 QK = А + B/Q* Камбаров Г С

3 0Н-А + В/Л/5Г Пирвердян А.М

4 QH^A + B'tQ.)-0 Казаков А А

5 QH = A + B-qH/qB Черепахин Н.А , Мовмыга Г.Т

6 QH - А + B-LnQ» Сазонов Б.Ф

7 QH = A + B-LnQ. Максимов М.И.

8 QH = A+ B-LnqB/qH Гарба Ф А., Цимерман Э X

9 Ln(QB/QH)= A + B-QH Французский институт нефти.

10 Q*/QH = A + B-Q» Сипачев Н В , Пасевич Л Г

11 (Q*/QH)2= A + B-(Q,)2 Захаров А. С

12 QB/QH = B(QH-A)/(C-QH) Борисов ГО П.

13 QH =A+B(QyQ.) Давыдов

14 Q=Art-B-exp(-C-Q»)] Шавалиев

Современные и перспективные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Классификация, механизмы нефтеизвлечения.

Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.  2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.  3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода (Рис. 5).

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N₂, CO₂, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Газовые методы - Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов) (Рис. 6).

К преимуществам метода можно отнести:

– использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.

Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.

Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂CO₃ растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.

Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO₂. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO₂ двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти,переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО₂. Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО₂наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:

а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;  б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;  в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.

Химические мун Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью (Рис. 7).

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.

Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.

Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности.

Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.

Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

• спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;  • биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;  • биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; • газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.

В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.

При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.

Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 766; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!