Вытеснение нефти водными растворами полимеров. Вытеснение нефти мицеллярными растворами


Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти мицеллярными растворами. - 34

Нагнетание водорастворимых ПАВ.

Вытеснение нефти углекислым газом.

Увеличения нефтеотдачи пластов

Дополнительные критерии применимости методов

Помимо указанных критериев, общих для всœех методов увели­чения нефтеотдачи пластов, при выборе одного метода для кон­кретных геолого-физических условий того или иного месторожде­ния крайне важно руководствоваться следующими дополнительными частными критериями.

Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПа·с, так как при

более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым га­зом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.

Пластовое давление должно быть более 8-9 мПа для обеспе­чения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления.

Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффектив­ность из-за проявления гравитационного разделœения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.

2. Нагнетание водогазовых смесей.

Вязкость нефти более 25 мПа·с неблагоприятна для примене­ния метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустой­чивое вытеснение нефти и образование байпасов.

Большая толщина пласта способствует гравитационному раз­делœению газа и воды и снижению эффективности вследствие умень­шения охвата вытеснением.

3. Полимерное заводнение.

Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению моле­кул полимера и снижению эффективности.

При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимер­ного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул рас­твора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.

В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект за­гущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в данном ограничении.

Недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причи­нам, что и для полимера.

Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.

Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограни­чения по температуре, проницаемости пласта и солености.

Мицеллярные растворы на базе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вслед­ствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превра­щаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.

Вязкость нефти допускается не более 15 мПа·с, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-лярного раствора за счёт дорогостоящего компонента (спирта).

Продуктивные пласты бывают представлены только песчани­ками, так как в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы.

referatwork.ru

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти мицеллярными растворами. - 51

Нагнетание водорастворимых ПАВ.

Вытеснение нефти углекислым газом.

Увеличения нефтеотдачи пластов

Дополнительные критерии применимости методов

Помимо указанных критериев, общих для всœех методов увели­чения нефтеотдачи пластов, при выборе одного метода для кон­кретных геолого-физических условий того или иного месторожде­ния крайне важно руководствоваться следующими дополнительными частными критериями.

Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПа·с, так как при

более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым га­зом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.

Пластовое давление должно быть более 8-9 мПа для обеспе­чения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления.

Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффектив­ность из-за проявления гравитационного разделœения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.

2. Нагнетание водогазовых смесей.

Вязкость нефти более 25 мПа·с неблагоприятна для примене­ния метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустой­чивое вытеснение нефти и образование байпасов.

Большая толщина пласта способствует гравитационному раз­делœению газа и воды и снижению эффективности вследствие умень­шения охвата вытеснением.

3. Полимерное заводнение.

Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению моле­кул полимера и снижению эффективности.

При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимер­ного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул рас­твора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.

В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект за­гущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в данном ограничении.

Недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причи­нам, что и для полимера.

Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.

Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограни­чения по температуре, проницаемости пласта и солености.

Мицеллярные растворы на базе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вслед­ствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превра­щаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.

Вязкость нефти допускается не более 15 мПа·с, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-лярного раствора за счёт дорогостоящего компонента (спирта).

Продуктивные пласты бывают представлены только песчани­ками, так как в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы.

referatwork.ru

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Новые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) при разработки (повышения коэффициентов извлечения нефти) по виду применяемого процесса можно подразделять на следующие группы:

физико-химические методы - вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы - нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара;

термохимические методы - применение процессов внутрипластового горения нефти - “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами - растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличие от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка эффективности новых методов по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. Поэтому при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого испытания методов в различных геологопромысловых условиях.

При обосновании применения новых методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие, требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования. Поэтому при из проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов.Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2%. Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и обычное заводнение. С их помощью может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до 50-60 мПа×с), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3-10%. Ниже кратко рассматриваются наиболее известные методы.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти - 10-50 мПа×с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов - более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа×с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм2, температуре пласта до 70о С.

В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости - раствора полимера, а последнюю - рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применение метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%. Рекомендуется вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70-900 С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же фактора, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей - более 40 - 50 мПа×с, для которых метод заводнения не пригоден.

Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти - 0,4-0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2%, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящие к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3-4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так де, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемыми в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым “горением”). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное “сухое” горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500-2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000 мПа×с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30-35%. Мощность пласта должна быть более 3-4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать 70-80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения с связи с высокой температурой горения - 7000 С и выше - более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре - соответственно 400-500 и 200-3000 С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16-20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами - двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2-С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом - 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода - 8-14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов - более 100-1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти - менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов - до 10-15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном - не более 96-970 С, так при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуется для пластов с высокой нефтенасыщенностью - более 60-70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35-40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

mykonspekts.ru

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т. д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С.

Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геологопромысловых условиях представления об эффективности метода становятся менее оптимистичными. В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %)

В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Теплофизические методы.

Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20—30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4—0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10—40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потерн тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200—300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.

Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

-— прямоточное «сухое» горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

-— прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500—2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30—35%. Мощность пласта должна быть более 3—4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70—80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре—соответственно 400—500 и 200—300 °С. поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16—20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.

К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом—10—20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода—8—14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удастся реализовать более дешевый метод — заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном—не более 96—97 °С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью—более 60—70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35—40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.



3-net.ru

Мицеллярный раствор для извлечения нефти

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта. Мицеллярный раствор для извлечения нефти, содержащий смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ – ПАВ и пресную воду, содержит в качестве анионного ПАВ лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного ПАВ – кокамидопропилбетаин и дополнительно неионогенное ПАВ Неонол АФ9-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%: лаурилсульфат натрия - 1,71, кокамидопропилбетаин - 5,61, Неонол АФ9-10 - 8,86, пресная вода - остальное. 1 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов.

Одним из наиболее эффективных методов, позволяющих вовлечь в активную разработку остаточные запасы нефти, является метод заводнения с созданием оторочек мицеллярных растворов, предложенный в начале 60-х годов. Мицеллярные растворы - это вещества с очень низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и водой, благодаря чему при закачке их в продуктивном пласте можно достичь полного вытеснения насыщающих жидкостей (УДК 622.276.6 А.Т. Горбунов, А.В. Старковский (ВНИИнефть), В.П. Щипанов (Тюменский индустриальный ин-т) «Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов» (сайт https://refdb.ru/look/2950331.html)).

Известен способ вытеснения нефти из пласта путем последовательной закачки в него оторочки из минерализованной воды и мицеллярного раствора с внешней водной фазой, оторочку из минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, превышающей концентрацию солей водной фазы мицеллярного раствора. Оторочку минерализованной воды закачивают с концентрацией солей, в 4,6-51 раз превышающей концентрацию водной фазы мицеллярного раствора (Ав. св. №747191, МПК Е21В 43/22, от 01.03.1978).

Известен состав для интенсификации добычи нефти, который решает две задачи: растворение асфальтосмолистых отложений, что приводит к увеличению притока нефти к скважине и закупориванию водных каналов в пласте образующейся в пласте водоуглеводородной эмульсией. Это уменьшает водоприток к скважине и, следовательно, увеличивает приток нефти (Ав. св. 1558087, МПК Е21В 43/22, от 10.05.88). Недостатком перечисленных выше технических решений является то, что в них не решается задача создания мицеллярного раствора, позволяющего одновременно интенсифицировать добычу нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и здесь же ограничить водоприток собственной пластовой воды и выровнить профиль притока.

Наиболее близкими к предлагаемому техническому решению являются рассмотренные в Диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук Куряшова Д.А. «Структура и вязкоупругие свойства смешанных мицеллярных растворов олеиламидопропилбетаина и анионного ПАВ» смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), в которых при смешении наблюдаются синергические эффекты с образованием длинных цилиндрических смешанных мицелл. Такие мицеллы, подобно полимерным макромолекулам, образуют сетку топологических зацеплений, в результате чего раствор приобретает вязкоупругие свойства. В нефтедобывающей промышленности они применяются в технологиях интенсификации нефтеотдачи пластов. В первой главе диссертации особое внимание уделено синергическим эффектам, наблюдающимся при смешении ПАВ, а также структурным особенностям растворов ПАВ. Анализ литературы показал, что сильные синергические эффекты обнаруживают смешанные растворы цвиттер-ионных и анионных ПАВ (Место защиты 420015, г. Казань, ул. К. Маркса, д. 68 Казанский государственный технологический университет. Казань 2009 г. Диссертация содержит 146 с. см. сайт http://www.dissercat.com/content/struktura-i-vyazkoupragie-svoistva-smeshannykh-mitsellyarnykh-rastvorov-oleilamidopropilbeta).

Задачей, на решение которой направлен заявляемый мицеллярный раствор, является повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же продуктивного пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что мицеллярный раствор для извлечения нефти содержит смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ и пресную воду, в качестве анионного поверхностно-активного вещества содержит лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества содержит кокамидопропилбетаин, дополнительно в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит Неонол АФ9-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

лаурилсульфат натрия - 1,71

кокамидопропилбетаин - 5,61

Неонол АФ9-10 - 8,86

пресная вода - остальное

Заявляемое соотношение компонентов обеспечивает повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же продуктивного пласта.

В качестве неионогенного ПАВ выбран неонол АФ9-10 по ТУ 2483-077-05766801-98. Неонолы - оксиэтилированные нонилфенолы, техническая смесь изомеров оксиэтидированных алкилфенолов на основе примеров пропилена следующего состава С9Н19С'6h5O(C2h5O)nH, являются наиболее доступными из неионных ПАВ,

где С9Н19 - алкильный радикал изононил, присоединенный к фенолу преимущественно в пара-положении к гидроксильной группе;

n - усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к одному молю алкилфенолов.

Для производства используют дистиллированные изононилфенолы с массовой долей моноалкилфенолов не менее 98%.

Лаурилсульфат натрия порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°С). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует. Используется в качестве мощного детергента в промышленности, фармакологии, косметологии. Наиболее распространенное поверхностно-активное вещество, часто в составе различных смесей. Его включают в большинство очищающих рецептур, так как он обеспечивает эффективное пенообразование и очищение.

Кокамидопропил бетаин - (лаурамидопропилбетаин) амфотерное поверхностно-активное вещество. Представляет собой прозрачную или слегка мутную жидкость желтоватого цвета со слабым характерным запахом. Содержание основного вещества 46-48%.

Используется в качестве усилителя пены в шампунях, также используется в косметике в качестве эмульгатора, загустителя, антистатика в кондиционерах для волос, проявляет антисептические свойства. Совместим с другими катионными, анионными и неионогенными поверхностно-активными веществами.

Заявляемый мицеллярный раствор может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Для приготовления мицеллярного раствора необходимо учесть последовательность растворения компонентов. На аналитические весы размещают мерный стаканчик, в который наливают 83,82% мас. пресной воды, далее добавляют Неонол АФ9-10 в количестве 8,86% мас. и перемешивают вручную с помощью стеклянной палочки. При перемешивании добавляют 1,71% мас. лаурилсульфат натрия. После полного растворения добавляют 5,61% кокамидопропилбетаина и также перемешивают с помощью стеклянной палочки.

Полученный мицеллярный раствор обладает вязкостью 70,36 мПа*сек при скорости сдвига 40 с-1 и плотностью 0,991 г/см3.

Разработанный мицеллярный раствор был экспериментально проверен. Определение динамической вязкости проводилось на реометре Modular Compact Rheometer MCR52 (Anton Paar GmbH, Austria) в измерительной ячейке плита-плита РР50 при 25°С и скоростях сдвига от 1 до 100 с-1, а также величины межфазного натяжения на границе раздела «нефть-разработанный состав» и «нефть-пластовая вода» на тензиометре вращающейся капли SVT 15N производства DataPhysics.

При контакте разработанного мицеллярного раствора с пластовой водой происходит удлинение и рост цилиндрических мицелл за счет ионной сшивки и образование высокопластичного раствора. Компонентный состав пластовой воды, при котором происходит данная реакция, представлен в таблице 1.

При соотношении 1:1 разрабатываемого мицеллярного раствора с пластовой водой вязкость жидкости повышается до значения 141,25 мПа*сек при скорости 40 с-1. График зависимости динамической вязкости от скорости сдвига разрабатываемого мицеллярного раствора (кривая 1) и смеси разрабатываемого мицеллярного раствора с пластовой водой (1:1) (кривая 2) представлен на Фиг. 1. Данная реакция обеспечивает ограничение притока пластовой воды.

Эксперимент проводился на нефти с вязкостью 110,75 мПа⋅с (93,3 мПа⋅c в пластовых условиях). При смешении разрабатываемого мицеллярного раствора и нефти в равных объемах вязкость смеси снижается до 24,5 мПа⋅с при скорости сдвига 40 с-1, что обеспечит глубокое проникновение в пласт.

Межфазное натяжение на границе «пластовая вода-нефть» равно 28,4 мН/м, при контакте нефти с разрабатываемым мицеллярным раствором межфазное натяжение снижается до 0,34 мН/м, что обеспечивает вытеснение остаточной нефти, очищение призабойной зоны, а также выравнивание профиля притока. График зависимости динамической вязкости разрабатываемого мицеллярного раствора (кривая 1), нефти (кривая 2) и смеси нефти с разрабатываемым мицеллярным раствором в соотношении 1:1 (кривая 3) представлены на Фиг. 2.

Проникая в нефтенасыщенный пропласток мицеллярный раствор и смешиваясь с пластовой нефтью высокой вязкости, значительно снижает вязкость смеси (состав + пластовая нефть) и благодаря этому проникает достаточно глубоко в нефтенасыщенный пропласток.

Проникая в водонасыщенный пропласток мицеллярный раствор и смешиваясь с пластовой водой, имеющей в своем составе ионы Са2+, Na+, K+, Mg2+, значительно повышает вязкость смеси и блокирует и предотвращает глубокое проникновение химического состава в водонасыщенный пропласток благодаря созданию высоковязкого экрана на входе в водонасыщенный пропласток нефтяного продуктивного пласта.

При таком селективном действии большая часть объема мицеллярного раствора будет проникать в нефтенасыщенный пропласток нефтяного продуктивного пласта, снижать вязкость нефти в призабойной зоне продуктивного пласта.

После проведения обработки призабойной зоны продуктивного пласта при создании депрессии нефть более легко будет двигаться по нефтенасыщенному пропластку нефтяного продуктивного пласта, благодаря сниженной вязкости нефти, в результате взаимодействия с предлагаемым мицеллярным раствором.

После проведения обработки призабойной зоны продуктивного пласта при создании депрессии пластовая вода будет поступать на забой скважины с большим трудом благодаря блокирующему экрану высокой вязкости из смеси мицеллярного раствора и пластовой воды. При этом объем поступающей на забой скважины пластовой воды значительно снизится.

Таким образом, применение данного мицеллярного раствора селективного действия, имеющего определенный химический состав, интенсифицирует добычу нефти из продуктивных нефтяных пластов с нефтью высокой вязкости и подстилающей пластовой водой, ограничивает водоприток из водонасыщенных пропластков, обеспечивает прирост дебита по нефти, снижение обводненности продукции скважины, выравнивание и оптимизацию профиля притока.

Мицеллярный раствор для извлечения нефти, содержащий смесь цвиттер-ионного и анионного поверхностно-активных веществ и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве анионного поверхностно-активного вещества содержит лаурилсульфат натрия, в качестве цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества содержит кокамидопропилбетаин, дополнительно в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит Неонол АФ9-10 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

лаурилсульфат натрия 1,71
кокамидопропилбетаин 5,61
Неонол АФ9-10 8,86
пресная вода остальное

www.findpatent.ru

Вытеснение нефти из пластов растворами ПАВ

    Вытеснение нефти мицеллярными растворами — веществами с очень низкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и водой — один из перспективных методов воздействия на пласт. Этот метод может дать наибольший эффект но сравнению с другими мерами при извлечении оставшейся в пласте после обычного заводнения нефти [31, 33]. Некоторые специалисты считают, что это единственная возможность возобновить эффективную разработку полностью обводненных месторождений. [c.185]     При добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости и уменьшение фазовой проницаемости. Снижение подвижности вытесняющей фазы приводит к повышению устойчивости процесса вытеснения и тем самым к увеличению охвата пласта. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти полимерным раствором несколько ниже, чем при вытеснении водой. Это приводит к увеличению коэффициента вытеснения. [c.302]

    Добавка в составы для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта Ингибитор кислотной коррозии при 150—170 °С Ингибитор кислотной коррозии и гидрофобизатор (хорошо растворяется в воде, этаноле н бензоле) [c.62]

    Вытеснение из неоднородных пластов. Использование растворов ПАА для вытеснения нефти нз слоисто-неоднородных моделей пласта (см. [c.120]

    Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10 исследованы В. В. Девликамовым с соавторами [27, 75, 76]. Показано, что после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей. [c.71]

    ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ОТОРОЧКОЙ РАСТВОРА АКТИВНОЙ ПРИМЕСИ, ПРОДВИГАЕМОЙ ПО ПЛАСТУ ВОДОЙ [c.312]

    Таким образом, вытеснение нефти мицеллярными растворами из заводненных нефтяных пластов в общем можно представить в виде двух рассмотренных процессов — образования вала нефти и воды. [c.199]

    В насыпных моделях пласта объем порового пространства и пористость определялись весовым методом, остаточная вода создавалась вытеснением воды нефтью. Степень изменения насыщенности нефтью и водой контролировалась весовым и объемным методами. В исследованиях использовалась дегазированная пластовая нефть. В качестве вытесняющей жидкости - сточная промысловая вода плотностью 1024 кг/м модель пластовой воды плотностью 1100 кг/м Арланского месторождения. Вытеснение нефти водными растворами разных концентраций ПФР производилось как при начальной, так и при остаточной нефтенасыщенности с постоянной линейной скоростью. Коэффициент вытеснения нефти и остаточная нефтенасыщенность определялись объемным методом. При вытеснении нефти водой и растворами ПФР отбирались пробы для определения содержания металлопорфириновых комплексов нефти и адсорбции, измерения концентрации ПФР. Концентрация ЛПЭ-ПВ измерялась спектрофотометрическим методом. Для оценки нефтевытесняющей способности водных растворов ПФР в модель пласта подавались малообъемные оторочки, а также производилось сплошное закачивание реагента. Результаты исследований представлены в табл.46 и 47. [c.166]

    В настоящее время известен и считается одним из наиболее перспективных для разработки таких заводненных месторождений так называемый метод мицеллярно-полимерного воздействия, т. е. вытеснение нефти из пластов оторочками мицеллярных растворов, продвижение которых по пласту осуществляется водным раствором полимера и водой. Метод предложен в США в начале 60-х годов и в последнее время усиленно изучается. Результаты проведенных многочисленных лабораторных экспериментальных исследований на моделях пластов и, хотя пока незначительные, зарубежные промышленные опыты указывают на достаточную эффективность метода по извлечению нефти из неистощенных пластов (на месторождениях с низкой первоначальной нефтенасыщенностью, где применение обычного заводнения в настоящее время экономически не оправдано) и остаточной нефти из заводненных [c.183]

    Вытеснение нефти оторочкой раствора химреагента, продвигаемой по пласту водой [c.186]

    На рис. 90 приведены распределения насыщенности по пласту при вытеснении нефти оторочкой раствора химреагента (сплошная линия) и водой (пунктир). Применение оторочки раствора химреагента по сравнению с обычным заводнением приводит к продлению периода безводной эксплуатации, снижению обводненности добываемой продукции на начальной стадии водного периода разработки, увеличению степени вытеснения на заключительной стадии разработки. [c.190]

    Графоаналитическая методика расчета нефтеотдачи при вытеснении нефти оторочкой раствора активной примеси из неразрабатывавшегося пласта. Полученные формулы позволяют строить зависимость нефтеотдачи от объема прокачанной жидкости. [c.194]

    Обычно растворы химреагентов закачивают в пласты в виде конечных объемов - оторочек, продвигаемых по пласту водой. В качестве характерного размера задачи, который используется при введении безразмерных переменных и т, выбираем объем оторочки. Тогда при т пласт закачивают раствор химреагента, при т > 1 - воду, проталкивающую оторочку по пласту. На рис. 10.2 приведены профили насыщенности при т вытеснении нефти раствором активной примеси. Перед фронтом вытеснения, скорость которого равна В , находится зона I невозмущенного течения в ней s = s , с = 0. Затем следует водонефтяной вал II, в котором примесь отсутствует, а водонасыщенность постоянна, с = О, i = Sj- Затем следует зона III течения водонефтяной смеси в присутствии химреагента скорость фронта химреагента [c.310]

    Физико-гидродинамические методы применимы, в принципе, на всех месторождениях, разрабатываемых при любом искусственном воздействии на пласты. Какой бы рабочий агент (вода, газ пар, воздух, растворы и пр.) ни применялся для вытеснения нефти из пластов, нагнетать его на любой стадии разработки целесообразно циклически или с изменением направления потоков в пласте, так как практически все реальные пласты в той или иной степени неоднородны и стабильное воздействие на них не обеспечивает пол- [c.181]

    Процессу вытеснения нефти из необводненного пласта с остаточной водонасыщенностью оторочкой раствора активной примеси объемом П с концентрацией с соответствуют следующие начальные и граничные условия для системы уравнений (10.11), (10.12)  [c.312]

    До момента т = 1 в период нагнетания в пласт раствора активной примеси решение задачи об оторочке (10.34) совпадает с автомодельным решением задачи о вытеснении нефти раствором активной примеси. В случае слабой сорбции оно имеет вид (10.31)-(10.33). [c.312]

    Все же в этом аспекте можно выделить два перспективных метода. Это так называемый метод мицеллярно-полимерного воздействия или метод вытеснения остаточной нефти из пластов оторочками мицеллярных растворов с последующим продвижением их по пласту раствором полимера и затем обычной водой и метод вытеснения остаточной нефти оторочками углекислоты. [c.167]

    Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного комйонентногс ( ава (в частности, с большим содержанием неуглеводородных компонентов), при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами различными жидкими и газообразными растворителями). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы. Вместе с тем заметим, что область ее применения шире, чем здесь указано, и эта теория имеет важное общенаучное значение. [c.252]

    Несмотря на больщое разнообразие существующих расчетных схем, их можно объединить в две больщие группы, отличающиеся принципами, заложенными в основу их построения. Построение одной из этих групп основано на схематизации процесса фильтрации жидкости в неоднородной среде по системе изолированных трубок тока, пропластков, капилляров. Проницаемость каждой изолированной- трубки тока постоянна при движении жидкости по ней и определяется вероятностно-статистическими методами [2, 27, 31]. Такие модели позволяют анализировать особенности потоков жидкости в пласте. Но строго фиксированный набор трубок тока и заданная схема движения жидкости не отражают свободного избирательного движения жидкости в реальных пластах. В таких моделях остаются неясными и необоснованными принципы и условия построения жестких однородных трубок тока. Исходя из этих принципов, невозможно удовлетворительно объяснить механизм вытеснения остаточной нефти из заводненных пластов мицеллярными растворами. В связи с этим их практике- ское применение для расчета процесса извлечения нефти мицеллярными растворами в настоящее время представляется нецелесообразным. [c.195]

    Таким образом, в первом приближении получена схема расчета динамики вытеснения нефти из заводненных пластов с помощью мицеллярных растворов. Эта схема позволяет учитывать микро- и. макронеоднородность пористых сред, однако в настоящее время трудно ответить, с какой степенью приближения она соответствует результатам лабораторных. экспериментов на образцах пористой среды. Для этой цели необходимо сравнение экспери.ментальных, фактических и расчетных данных, что возможно лишь при тщательном анализе неоднородности пористой среды и результатов опытов по вытеснению нефти. К сожалению, в описаниях проведенных лабораторных и промысловых экспери- [c.204]

    Полимеры обычно используют в виде слабоконцентрированных водных растворов, которые подают в систему поддержания пластового давления. При этом повышается коэффициент нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессах вытеснения нефти способствуют увеличению коэффициента охвата tioib пласта снижением соотношения подвижностей воды и нефти (АаЦв)/(м.а н). Этот параметр может быть улучшен уменьшением фазойой проницаемости по воде fea и вязкости нефти цн, увеличением фазовой проницаемости по нефти йн и вязкости воды Ца. Растворение полимера в закачиваемой воде увеличивает ее вязкость. Так как за исключением тепловых методов возможностей для изменения фильтрационных характеристик пластовой системы практически нет, то загущение закачиваемой воды — единственное средство увеличения коэффициента охвата пласта при заводнении. [c.103]

    Солюбилизация играет большую роль в разрабатываемых в настоящее время методах повышения полноты извлечения нефти из пластов с помощью мицеллярных растворов. Наиболее перспективным считается метод мицеллярно-полимер-ного заводнения — вытеснение нефти из пластов мицелляр-ными растворами, продвижение которых по пласту осуществляется раствором полимера. Применяемые в этом процессе мицеллярные растворы представляют собой сложные четырехкомпонентные системы вода — ПАВ — углеводород — спирт. Углеводород (керосин, сырая легкая нефть) содержится в солюбилизированном состоянии в смешанных мицеллах. [c.86]

    Одним из наиболее перспективных методов обработки ПЗП нагнетательных скважин является обработка пласта мицеллярными растворами, предложенная американскими учеными в начале 60-х годов. Как правкою, это многокомпонентный состав из углеводородной части, воды, ПАВ и различных стабилизаторов [20, 21, 29, 31, 48], Метод вытеснения нефти мицел [c.20]

    Для сравнения на рис. 10.2 приведены распределения водонасьпцен-ности по пласту при вытеснении нефти оторочкой раствора слабосорби-руемого химреагента (сплошная линия) и водой (пунктир). Скорость фронта вытеснения нефти водой больше скорости Отсюда следует, что применение химреагента при заводнении приводит к продлению периода безводной эксплуатации. На стадии водонефтяного вала водонасыщенность при вытеснении оторочкой раствора химреагента ниже, чем при вытеснении водой. Поэтому применение химреагента снижает обводненность добываемой продукции на ранней стадии водного периода разработки. На заключительной стадии разработки применение химреагента приводит к увеличению полноты вытеснения нефти. [c.315]

    Рнс, 118, Влияпне темпа фильтрации и межфазного натяжения на эффективность вытеснения нефти мицеллярными растворами из модели пласта при межфазном натяжении, Н/м  [c.196]

    РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ МИЦЕЛЛЯРНЫМИ РАСТВОРАМИ С УЧЕТОМ МИКРО-И МАКРОНЕОДНОРОДНОСТЕИ ПЛАСТА [c.195]

    В работе [78] построены автомодельные решения задач вытеснения нефти полимерным раствором как из неразрабатьшавшегося, так и из обводненного пласта. [c.178]

    Рассмотрим применение в оторочках нескольких активных примесей на примере процесса вытеснения нефти оторочкой раствора ПАБ, продвигаемой по пласту буферной оторочкой полимерного раствора с водой. Применение ПАВ в первой оторочке снижает остаточную нефтенасыщенность и способствует доотмыву нефти по сравнению с обычным заводнением. Полимер снижает подвижность вытесняющей фазы в буферной оторочке и тем самым предохраняет тонкую оторочку дорогостоящего ПАВ от разрушения проталкивающей водой. [c.202]

    Бедриковецкий П.Г. Вытеснение нефти оторочкой раствора активной примеси, продвигаемой по пласту водой // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1982. №3. С. 102-111. [c.217]

    Бедриковецкий П.Г, Полищук А.М. Графоаналитический метод расчета процесса вытеснения нефти оторочкой раствора химреагента из однородного пласта // Проблемы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. М., 1984. С. 202-274 (Тр. Всесоюз. нефтегаз. науч.-исслед. ин-та Вып. 83). [c.217]

    Вытеснение нефти мицеллярными растворами, характеризующимися очень яиэкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и водой, по мнению отечестаенных и зарубежных ученых, обеспечивает высокий эффект при извлечении оставшейся в пласте после обычного заводнения нефти. Мицел-ляряые растворы могут применяться и при первичном воздействии на пласг. [c.170]

    Анализ проведенных исследований показал, что в целом решается комплекс проблем по повышению нефтеотдачи от фундаментальных исследований физико-химических основ подбора химреагентов, изучения свойств и вытеснения нефти до опытнопромышленных работ и внедрения разработок. Проведен комплекс работ по созданию химических композиций на основе полифункциональных органических соединений с регулируемыми вязкоупругими, вытесняющими и поверхностно-активными свойствами с целью избирательного воздействия на нефтенасыщенный пласт в тex юлoгияx повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта применительно к исследуемым месторождениям Республики Башкортостан. Теоретически разработана и экспериментально подтверждена концепция эффективного применения полифункциональных реагентов, обладающих свойством межфазных катализаторов. Изучен механизм взаимодействия полифункциональных реагентов с нефтью и поверхностью коллектора с использованием различных методов спектрофотометрии. Выявлены основные закономерности, происходящие в пласте под воздействием химреагентов. Установлено, что при взаимодействии ПФР с металлопорфиринами нефтей происходит процесс комплексообразования по механизму реакции экстра координации. Образование малоустойчивых экстракомплексов приводит к изменению надмолекулярной структуры МП и изменению дисперсности системы. Проведены сравнение реакционной способности различных ПФР и расчет констант устойчивости экстракомплексов. Показано, что наибольшей комплексообразующей способностью обладают ими-дозолины. Определены факторы кинетической устойчивости различных нефтей до и после обработки реагентами. Установлено, что реагенты уротропинового ряда обладают большей диспергирую-и ей способностью, чем имидозолины. Уменьшение размера частиц дисперсной системы вызывает снижение структурной вязкости нефти, что в конечном счете положительно сказывается на повышении нефтеотдачи. Показано, что вязкость нефти после контакта с водными растворами ПФР снижается в 3-8 раз. Оптимальные концентрации реагентов зависят как от структуры применяемого ПФР, так и от состава исследуемой нефти. [c.178]

    Результаты вытеснения модели разных нефтей водными растворами химических реагентов типа НОК и КС из насыпных моделей пласта, состоящих из кварцевого песка и маршаллита воздухопроницаемостью 1 мкм-. приведены в табл. 20. [c.84]

    Лабораторные исследования (ТатНИПИнефть) показали, что вытеснение нефти оторочкой 0,1—1 7о-ных растворов ТНФ из линейных несцементированных моделей пласта обеспечивают прирост безводного [c.201]

    Адсорбционные явления как определяющие микропроцессы в пластах наблюдаются и в уже распространенном методе увеличения нефтеотдачи — полимерном воздействии на нефтяные залежи. Это метод предназначен преимущественно для залежей с высоковязкой нефтью ( iн>50 мПа-с),где при вытеснении нефти необработанной водой даже в макрооднородном пласте развивается, так называемая вязкостная неустойчивость. Однако полимерное воздействие применимо и в залежах с нефтями средней вязкости, а в этих условиях механизм нефтевытеснения во многом определяется степенью адсорбции полимерных растворов в неоднородной пористой среде. Механизм и степень адсорбции многих полимерных рабочих агентов (особенно на основе полиакриламида ПАА) в настоящее время достаточно полно изучены с получением широкого спектра изотерм адсорбции. Построенные на этой основе математические модели процесса, оценивающие динамику факторов сопротивления и остаточных факторов сопротивления, количественно используются в проектных работах и в анализах опытно-промыщленных испытаний метода. Однако этими изысканиями и разработками не ограничивается роль (и учет) микропроцессов в пластах при осуществлении работ по повыщению нефтегазоотдачи. Оказалось, что адсорбция ПАА существенно зависит от состава и свойств породы и от минерализации пластовых вод. Поэтому при усовершенствовании математической модели полимерного воздействия нами предлагается рассматривать полимерный раствор Как активную примесь с изменяющейся подвижностью вследствие адсорбции, степень которой зависит от минерализации пластовых вод (наличие в них подвижных ионов Ма, Са, Ре и др., а также изменяющейся величины pH). Сорбция полимерных агентов благоприятно влияет на соотношение подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз, снижая фазовую проницаемость, но приводит и к отставанию фронта рабочего агента от фронта продвижения воды. Получается сложная игра микропроцессов, при которой желательно получить оптимальное значение нефтевытесняющей способности рабочего агента в конкретных физико-геологических условиях пласта. [c.163]

    Этот метод основан на свойстве мицеллярных растворов осуществлять процесс квазисмешивающегося вытеснения как нефти, так и воды, насыщающих Пласт, на который оказывается воздействие с целью довытеснения остаточной нефти. Мицеллярными растворами или микроэмульсиями называют концентрированные растворы ПАВ в углеводородной жидкости (бензине, керосине, масле или нефти), которые в присутствии вспомогательных ПАВ (спиртов или эфиров) способны самопроизвольно Диспергировать [c.167]

    Установлено, что при внедрении мицеллярного раствора в пористую среду он перемещает перед собою почти поршнеобразно остаточную нефть и воду. При этом за счет обменных микропроцессов в пористой среде образуется водонефтяной вал с примерно постоянной нефтеводонасыщенностью (около 30 % воды и 70 % нефти), который вытесняется рабочим агентом из пористой среды. Обязательное условие эффективности рассматриваемого процесса— сохранение уменьшающейся оторочки мицеллярного раствора до окончания вытеснения из пласта всей нефти и воды. Обменные микропроцессы идут непрерывно и сложны по характеру (взаимное растворение, хемосорбция, деформация мицелл, разрушение состава и т. д.). [c.168]

    Из приведенных графиков водно, что закачка растворов ПАВ существенно влияет яв основные характеристики процесса вытеснения нефтя из пласта повышается оолвота выработки запасов нефти и уменьшается количество попутно добываемой воды. [c.110]

    Б табл,46 представлены результаты вытеснения нефти из насыпных моделей пласта водными растворами ПФР малообъемны- [c.166]

    В опыте 5 представлены характеристики начального вытеснения нефти из низкопроницаемых терригенных песчаников 0,5% раствором ЛПЭ-ПВ. Коэффициент вытеснения нефти при этом составил 17%. В табл. 47 приведены также результаты опытов по вытеснению нефти из гидрофобизированных нефтью насыпных песчаных моделей пласта (опыты 6, 7, 8), отличающихся сравнительно высокой проницаемостью. По сравнению с водой при начальном вытеснении из гидрофобных пористых сред 2% раствор ЛПЭ-ПВ или карбомола ЦЭМ дает приросты коэффициента вытеснения нефти 15%. [c.169]

    Поэтому в последние годы много исследований посвящено возможности использования водных растворов полимеров для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин [5-7, И, 15, 24, 30, 42, 57, 63, 64, 67, 78]. В лабораторных условиях была показана высокая эффективность применения загущенной воды при вытеснении нефти из однородных и неоднородных моделей пластов, причем в неоднородных пластах., как считают авторы [39, 57], эффективность определялась главным образом за счет увеличения охвата пласта заводнением по толщине. Опытно-промышлен-ные эксперименты по закачке водных растворов ПАА, проводимые на Ор-лянском месторождении Куйбышевской области [60] и Арланском месторождении Башкирии [15], показали перспективность этого метода. Так, при закачке растворов ПАА в нагнетательные скважины Арланского месторождения отмечено уменьшение приемистости в 1,5-2 раза (в дальнейшем приемистость восстанавливалась) и увеличение охвата пласта заводнением по толщине на 10-15%. [c.22]

    Гафаров Ш.А., ЛейбертБ.М. Влияние карбонатности пористой среды на коэффициент вытеснения нефти растворами монокарбоновых кислот//Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтсо1дачи пластов Тр-5-йреспубл. конф. Уфа УНИ, 1980. С. 17-21. [c.24]

    При оценке этой способности ПАВ нужно измерять их воздействие на аномалии вязкости и подвижности нефти в пластовых условиях. Для этого следует использовать аппаратуру, позволяющую измерять вязкость и подвижность нефти при низких напряжениях сдвига и градиентах давления, соответствующих тем, которые наблюдаются в пластах вдали от эксплуатационных и нагнетательных скважин [3]. Следует отметить, что введенные в нефть ПАВ снижают температуру насыщения нефти парафином. Так, при содержании в нефти 0,03 мас.% ПАВ температу )а насыщения понижается на 5 °С (ОП-4), на 6 С (сепарол-29), на 3 С (неонол В-1020-2). Это весьма благотворно влияет на свойства нефти. Ведь обычно в пласты заканчиваются холодные вода и водные растворы П. В. Пр -закачке холодной воды происходит охлаждение пластов и не исключена возможность кристаллизации парафина в пористой среде и резкое ухуд-щение при этом условий фильтрации и вытеснения нефти. При закачке 7.3ак.1379 [c.97]

chem21.info

Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта

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. 

3.3. Химические  МУН

 Рис. 7. Применение химических методов  для вытеснения нефти

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.

3.4. Гидродинамические  МУН

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости (Рис. 8).

  Первая группа попеременно  работающих скважин Вторая группа попеременно работающих скважин  Рис. 8. Регулирование отборов гидродинамическими методами

  Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.  Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия (Рис. 9).

 Рис. 9. Механизм циклического воздействия на пласт

  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.

3.5. Методы  увеличения дебита скважин

 Рис. 10. Схема проведения ГРП

Гидравлический  разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин (Рис. 10).  Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.  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.

 Рис. 11. Потенциальные  возможности увеличения нефтеотдачи пластов различными методами

Применением таких  методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов  в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия.  При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.  То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия.  Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов.  Так по России КИН тепловых методов составляет 15–30%, газовых методов – 5–15%, химических методов – 25–35%, физических методов – 9–12%, гидродинамических методов – 7–15% (Рис. 11).

3.6. Применение  МУН в компании «Петрос»

Компания  «Петрос» имеет большой опыт применения методов увеличения нефтеотдачи и располагает более 20 технологий МУН.  С 1991 года компанией были успешно реализованы многочисленные проекты по увеличению нефтеотдачи на месторождениях России, США, Украины, Узбекистана.  Заказчиками в указанных проектах являются крупнейшие нефтегазодобывающие компании в России и за рубежом: ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Татнефть», ОАО «Газпромнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ВНИИнефть», JSC «Pertamina», JSC «Vietsovpetro».

4. Эффективность  применения МУН

Согласно обобщенным данным при применении современных  методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30–70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.  Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.

5. Опыт применения  МУН в мире

Мировое потребление  нефти постоянно увеличивается: за последние 20 лет средний рост составил 1,45% в год. Несмотря на то, что были годы, когда добыча нефти падала, общая тенденция увеличения добычи сохраняется.

Страны США Канада Южная Америка Африка Ближний Восток Западная Европа Восточная Европа и  страны бывшего СССР Россия Азия / Тихий океан Индонезия
Добыча  нефти,тыс. баррель 5499 2668 5667 9099 21257 3841 3167 10100 6795 870
 
Страны /МУН, % Америка Африка Азия / Тихий океан Европа Ближний Восток Россия
тепловые 26 34 16 20 22 22
химические 10 17 22 21 11 30
газовые 41 25 29 14 15 8
гидродинамические 13 13 8 17 6 12
физические 17 11 21 32 31 12

stud24.ru