Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов
Физические основы добычи нефти. Природные и техногенные факторы, влияющие на полноту нефтеизвлечения. Технологии повышения гидродинамической связи скважины с пластом и повышения нефтеотдачи пластов. Физико-химические, газовые, вибросейсмические методы.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | учебное пособие |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 22.01.2014 |
| Размер файла | 4,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Сотрудниками ВНИМИ и Санкт-Петербургского горного института запатентована конструкция автономных скважинных модулей-излучателей с ограниченными габаритами, обеспечивающих необходимое тепловое поле в ПЗП без газодинамического и взрывного воздействия. Скважинный нагреватель (рис.3.4) размещен в цилиндрическом корпусе 6 со съемными крышками, верхней 7 и нижней 1. На верхней крышке с помощью резьбового соединения установлена штанга 5 трубчатой формы. Изолированные проводники 3 предназначены для подачи электропитания на нагревательный элемент 4 от герметизированного кабельного разъема 2, подключенного к источнику питания ИП. На штанге 5 жестко закреплен кольцевой упор 9, на который при установке опирается топливный элемент 10, размещенный вокруг штанги. Топливный элемент может быть выполнен в виде пакета кольцеобразных топливных шашек, который устанавливается с помощью нижнего кольцевого упора 11 гайкой 12 на нижнем конце штанги. В качестве топливного элемента в нагревателе применяется железоалюминиевый термит с инертной добавкой (оксид алюминия), в результате реакции горения которого образуются твердые (порошкообразные) продукты реакции и выделяется большое количество тепла.
Рис.3.4 Модульный скважинный термитный теплоизлучатель
Применение скважинного термитного излучателя наиболее эффективно в сочетании с физико-химическими методами многофакторного воздействия на ПЗП для стимуляции фильтрационных процессов. Скважинный нагреватель опускается в скважину на кабеле 8.
3.3.3 Применение углеводородных растворителей
Абсолютно полное извлечение нефти возможно только при технологии ее растворения вытесняющим агентом.
Российские специалисты Э.Л. Чекалюк, К.А. Оганов и В.П. Оноприенко в 1960 г. экспериментально установили, что вода при определенных температурах и давлениях может растворять нефть. Вода в тех условиях, в которых она способна растворять нефть, названа терморастворителем и может быть использована в качестве агента для повышения нефтеотдачи пластов.
Известно, что с повышением давления растет температура кипения. Состояние воды, которое характеризуется исчезновением поверхности раздела между жидкостью и паром, наступает при давлении 22,115 МПа и температуре 374,12 С (названных критическими) при плотности 317,763 кг/м3. Полнота растворения нефти в воде достигается при температурах 320-340 С и давлении 18-22 МПа, причем вязкость нефти практически не влияет на результат полной смешиваемости, а температуру может понизить до 260 С за счет добавки углекислоты.
Несмотря на то, что сообщения о предложенной высоконефтеизвлекаемой технологии добычи, сочетающей процессы вытеснения и растворения, были сделаны еще на Х Мировом конгрессе 14 сентября 1979 г. в Бухаресте, она не получила развития. Одной из объективных причин стало отсутствие высокоэффективных, мощных автономных забойных теплогенераторов. Подача терморастворителя с поверхности связана с огромными теплопотерями. Кроме того, все марки сталей обсадных труб при температурах выше 300 С теряют свои прочностные свойства, поэтому необходимо создание специальной конструкции нагнетательной скважины.
Одним из методов увеличения продуктивности добывающих скважин является очистка ПЗП от отложений парафина и асфальтосмолистых веществ (АСВ) углеводородными растворителями.
В реальных условиях при отработке ПЗП растворитель взаимодействует с парафином и АСВ в пористой среде с высокой степенью водонасыщенности. Поэтому для повышения эффективности процесса необходимо производить последовательную закачку в скважину водо-, а затем и нефтерастворимых реагентов. Водорастворимый реагент выносит из пористой среды воду, а нефтерастворимый при смешении - углеводородную фазу. В качестве растворителя воды используют растворы ПАВ, ацетон, пенореагент (смесь спиртов, углеводородов), а для АСВ и парафина - так называемые отходы химических производств: абсорбенты А1 и А2 (смесь углеводородов, состоящая из 70 % бутан-бутиленовой фракции и 30 % бутилен-дивини-ловой фракции); КО (кубовый остаток производства бутилового спирта); КОИ-47-88 (смесь легких углеводородов, бензола, ксинола, этилового бензола), ШФЛУ (широкую фракцию легких углеводородов), нефрас 150/330, нефрас С4 130/350. Смесь абсорбента А-2 и нефраса А 150/330 (45/55) обеспечивает удаление до 96 % АСВ. Эффективность обработки возрастет с увеличением темпа закачки, удельного расхода растворителя и особенно при прогреве ПЗП.
3.3.4 Термогазохимические методы воздействия на ПЗП
Метод термогазохимического воздействия (ТГХВ) основан на горении твердых порохов в жидкости. Скорость горения может регулироваться в определенных пределах характером воспламенения, конструкцией порохового заряда и зависит от давления. В качестве воспламенителя применяется спираль накаливания, размещаемая в теле сгораемого порохового элемента.
Сжигание заряда вызывает импульсное выделение тепловой энергии и механическое воздействие, так как образующиеся газы горения развивают давления до 100 Мпа и вытесняют жидкость из ствола в пласт. Жидкость расширяет естественные трещины и создает новые (гидроразрыв). Газообразные продукты горения, состоящие, в основном, из хлористого водорода и углекислого газа, проникают в пласт через образующиеся трещины, расплавляют парафин и асфальтосмолистые вещества. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, а хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный раствор соляной кислоты. После сгорания заряда давление в скважине снижается, что обуславливает отток из ПЗП флюидов и расплавленных отложений.
Технология обработки методом ТГХВ предусматривает спуск пороховых зарядов в виде аккумуляторов давления (АДС), воспламенение и горение их в интервале пласта с применением существующего нефтепромыслового и геофизического оборудования. В зависимости от геолого-технических условий скважин ТГХВ осуществляется по трем схемам:
1. АДС с экранированной наружной поверхностью помещается в зумпф, и воспламенение осуществляется с верхней точки, что не приводит к разрыву пласта и повышает проницаемость ПЗП, загрязненной выпадением смол и парафина в процессе эксплуатации.
2. АСД с поддоном, воспламенение которого осуществляется в интервале продуктивного пласта, используется для разрыва пласта без применения пакерующего устройства в стволе скважины.
3. АСД диаметром 42 мм доставляется в зону обработки через НКТ, что сокращает время, необходимое для подготовки скважины и эффективного удаления с забоя скважины продуктов, притекающих после воздействия.
Одна из разновидностей способа термогазохимического воздействия основана на экзотермических реакциях кислородсодержащих реагентов на основе аммиачной селитры с каталитическими добавками углеродсодержащих веществ (сульфоуголь). необходимый объем приготовленной смеси доставляется в зону продуктивного пласта; инициация самоокисляющегося процесса осуществляется реакцией соляной кислоты с каким-либо щелочно-земельным металлом, обычно с магнием. Для этого гранулы магния помещают в заглушенную в нижней части перфорированную трубу, соединяющуюся с НКТ, и спускают в скважину к месту инициации реакции окисления, затем по НКТ подается соляная кислота. Выделяющаяся при реакции теплота инициирует процесс горения силитросодержащей смеси. Процесс раскольматирования и депарафинизации ПЗП производится при комплексном воздействии высоких температур (150-450 С и более) и газодинамических процессов, которые, в отличие от пороховых генераторов, действуют длительно (до 20-30 мин).
Окислительная реакция кислородсодержащих реагентов может осуществляться непосредственно с нефтью или парафином. Технология многофакторного газодинамического воздействия для интенсификации добычи нефти осуществляется на экологически не опасных и недорогих селитро-углеродсодержащих смесях, доступных для применения.
3.3.5 Ионно-плазменное воздействие на ПЗП
Метод разработан М.С. Ягудиным, Р.Г. Касимовым, М.К. Иса-евым, А.Н. Шакировым и основан на одновременном ионно-плазменном электрохимическом, электролитическом и термическом воздействии на ПЗП, в которой электролитом служит минерализованная вода скважины.
Излучение плазмы приводит к созданию активных частиц и инициированию плазмохимических реакций. Для получения плазмы в специальном генераторе необходимы внешние источники энергии, часть которой еще должна расходоваться на инициирование химических процессов.
Специальный плазменный генератор обеспечивает создание плазмы непосредственно в ПЗП. В конструкции генератора плазмы в качестве анода применяются электроды из специальных сплавов, соответствующих скважинным условиям и минерализации воды, а катодом служит корпус генератора, соединенный с НКТ и обсадной колонной через план-шайбу. Ток к ионно-плазменному генератору подается через погружной кабель марок КПБП или КПБК от источника постоянного тока мощностью 50-65 кВт. В начальный момент обработки под действием электрического тока в реакционной зоне скважинного генератора протекают элетролитические процессы. При растворении металла анода возбуждается низкотемпературная газоразрядная плазма, инициирующая ионные и электронные процессы и создающая в прилегающей к аноду области поле высокой температуры (до 3000 С). Технология ионно-плазменного воздействия предусматривает периодическое включение скважинного генератора с закачкой минерализованной (пластовой) воды через НКТ в скважину. Объем закачки зависит от толщины пласта, пластового давления и необходимого радиуса воздействия на ПЗП, а число циклов - от состояния скважины и свойств пород. Потребление электроэнергии определяется длительностью воздействия и составляет 100-150 кВт/ч. В результате ионно-плазменных процессов образуются термощелочь, которая способствует снижению вязкости нефти и сил поверхностного натяжения, и активные атомы водорода и кислорода, благодаря которым в растворе появляются ионы 2НСО3, СООН и оксид углерода. Термохимическое и химическое воздействие приводит к растворению парафинов, асфальтенов, гидратов, других отложений и раскольматации ПЗП. Через определенное время температура скважинной смеси в зоне перфорации может достигать 95-100 С. Метод экологически безопасен, прост в применении, допускает многократное и многоциклическое повторение процессов комплексного воздействия и не требует дорогостоящих химических реагентов.
3.4 Технологии механических воздействий на ПЗП
К технологиям механического воздействия на ПЗП с целью восстановления или улучшения фильтрационных свойств пород условно можно отнести обработку депрессиями-репрессиями и гидравлический разрыв пласта.
Депрессионно-репрессионный метод. Метод разработан в Ивано-Франковском институте нефти и газа и состоит в том, что с помощью высоконапорных струйных аппаратов под пакером в ПЗП создается заданное снижение давления на пласт в течении определенного времени, а репрессия на пласт обеспечивается восстановлением гидростатического давления при прекращении циркуляции в течение планируемого времени. При депрессии осуществляется приток флюидов в скважину с большой скоростью и интенсифицируется вынос твердых частиц; при репрессии жидкость движется из ствола скважины в пласт, и твердые частицы испытывают противоположно направленные нагрузки.
При повторении управляемых циклов знакопеременные поля колебания давления влекут за собой изменение колебания градиентов давлений по радиусу, значительно превышающие градиенты давлений при однократном его сбросе, благодаря чему создаются условия для выноса кольматирующих твердых частиц из ПЗП. Высокий уровень знакопеременных тангенциальных напряжений способствует развитию или образованию новых трещинных каналов, что обусловливает вовлечение в разработку ранее не работавших участков пласта и увеличение интервала продуктивности. Для осуществления метода депрессии-репрессии, кроме основного нефтепромыслового оборудования (насосные агрегаты, НКТ, пакеры), необходимы специальные струйные аппараты. Эффективность технологии можно повысить, совмещая ее с другими видами воздействия, включая соляно-кислотные, грязекислотные и другие виды обработки пласта.
Гидравлический разрыв пласта. В результате механических процессов - воздействия на пласт давления, создаваемого закачкой в скважину рабочей жидкости, - порода разрывается по плоскостям минимальной прочности. После разрыва давление жидкости увеличивает трещину, обеспечивая ее связь с системой естественных природных трещин, не вскрытых скважиной, а также с зонами повышенной проницаемости, расширяя, таким образом, площадь дренажа скважины и способствуя значительному увеличению дебита.
Гидроразрыв пласта является одним из самых действенных методов увеличения проницаемости прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, которые вскрывают плотные пласты, представленные твердыми породами (известняками или песчаниками). Теоретическое обоснование гидравлического разрыва как метода увеличения продуктивности скважин было выполнено в 1948 г. Ж. Кларком. В дальнейшем М. Хуберт и Д. Виллис исследовали механику трещинообразования в продуктивных отложениях.
Градиент трещинообразования является специфической характеристикой каждого пласта. Энергию, необходимую для разрыва пород, с поверхности на забой скважины передают посредством флюидов, называемых жидкостью разрыва. Эти жидкости должны иметь определенные свойства: вязкость, устойчивость к температуре, малые потери на трение при прокачке через трубы. В качестве рабочей жидкости разрыва используются соляная кислота, нефть, дизельное топливо, вода, растворы полимеров и ПАВ, эмульсии, пены, кислотные жидкости и т.д. Выбор типа жидкости разрыва обусловлен литологическим составом пород и свойствами углеводородов, формирующих месторождение. Так, в отложениях, чувствительных к воде, рекомендуется применять жидкости разрыва на основе нефтепродуктов. Карбонатные отложения, для которых в качестве метода стимулирования рекомендуется кислотная обработка, могут быть обработаны комбинированно (гидроразрывом пласта кислотной жидкостью).
Для предотвращения смыкания трещин, образованных в результате гидроразрыва, в пласт нагнетают оторочку затвердевающей жидкости. Ее продвигают по пласту другой высоковязкой жидкостью, которую после затвердевания оторочки в трещинах извлекают обратно. Однако с ростом глубины скважин все чаще используют твердые частицы расклинивающего, более прочного материала. Сверхпрочные расклинивающие материалы были созданы на основе песка и керамики из бокситов. Спеченный боксит придает закрепленной трещине повышенную устойчивость при снижении пластового давления.
Вовлечение в разработку месторождений с залежами низкой проницаемости, эксплуатация которых ранее считалась неэффективной, стало возможным благодаря применению массированного гидроразрыва пород. Массированные гидроразрывы проводят, как правило, в залежах пластового типа с закачкой большого объема жидкости разрыва и расклинивающего агента, в 30-50 раз превышающего объемы закачки при обычном гидроразрыве. Концепция массированных гидроразрывов предусматривает создание системы "длинных" трещин (до нескольких тысяч метров).
Наиболее высокую эффективность гидроразрыв пород как метод повышения полноты извлечения и интенсификации добычи нефти может обеспечить при комплексном подходе к разработке всего месторождения или эксплуатационного объекта с учетом взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин, а также геометрии и ориентации трещин гидроразрыва.
4. Технологии повышения нефтеотдачи пластов
Эффективная разработка месторождения подразумевает извлечение максимально возможного количества нефти из любого пласта безопасным и приемлемым для окружающей среды способом.
В настоящее время существует целый спектр высокопроизводительных технологий, но поиск новых более совершенных технологий, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение и минимизировать отрицательные геоэкологические последствия, продолжается.
4.1 Физико-химические основы применения нефтевытесняющих агентов
Основные факторы и эффекты воздействия на пласты, обусловливающие максимальное извлечение нефти, в настоящее время достаточно хорошо известны. Очевидно, что максимальная нефтеотдача в процессе разработки нефтяных месторождений требует проведения следующих мероприятий:
введения в пласт энергии;
снижения капиллярных сил за счет изменения смачиваемости и свойств нефти на контакте с другими фазами;
увеличения эффективности вытеснения и охвата пласта при перемещении нагнетаемого рабочего агента с благоприятным соотношением вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей;
блокирования прорывов вытесняющего агента к добывающим скважинам;
физико-химического воздействия на ПЗП, обеспечивающего рост продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Современные технологии повышения нефтеотдачи в той или иной степени основаны на методике заводнения, впервые опробованной в США. Заводнение и в настоящее время остается наиболее распространенным методом разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, который находит применение практически в любых геолого-физических и технико-технологических условиях. Его совершенствование связано с решением проблемы равномерного распределения закачиваемой жидкости по разрезу и повышения коэффициента охвата залежи.
"Холодное" массированное заводнение приводит к увеличению добычи нефти в начальный период воздействия за счет интенсивного отбора жидкости, а затем к прогрессивному росту обводненности. Причина снижения эффективности этой технологии при длительном воздействии обусловлена анизотропией проницаемости пород коллектора, особенностями залегания пластов, их выклиниванием, что сужает фронт вытеснения из-за нарушения гидродинамической связи и способствует образованию застойных и тупиковых зон и стратиграфических ловушек, не дренируемых заводнением.
Более сложный тип остаточной нефти образуется в промытых водой интервалах продуктивного пласта за счет того, что по мере вытеснения происходит "отмыв" легких фракций, а взаимодействие нефти с закачиваемой водой приводит к изменению ее исходного химического состава и структуры, что ведет к повышению вязкости и градиента динамического напряжения сдвига. Образование нефти с аномальной вязкостью резко изменяет относительные фазовые проницаемости и уменьшает нефтевытесняющие свойства воды. Важной характеристикой оценки вытесняющих свойств воды является "фактор сопротивления"
,
где в и н - коэффициент подвижности (мобильности) воды и нефти соответственно.
Коэффициент подвижности (мобильности) характеризуется отношением проницаемости породы к вязкости жидкости = k/. Отношение коэффициентов подвижности различных сред при совместном течении в пласте определяет их индивидуальные объемные скорости течения. Характер вытеснения нефти приближается к поршневому, когда возможность прорыва вытесняющего агента к добывающим скважинам исключается, т.е. фактор сопротивления в каждом пропластке Rф 1.
Причинами низкого вытеснения нефти водой являются специфические гидрофобные взаимодействия на поверхности породы в присутствии воды. Увеличение доли гидрофобной поверхности в пористой среде повышает остаточную нефтенасыщенность. Это объясняется характером распределения жидкостей в пористой среде: в гидрофильной среде водяная фаза непрерывна, а в гидрофобной относительно мелкие поры остаются водоотталкивающими. Капиллярное давление, препятствующее вытеснению нефти водой, можно оценить по уравнению Лапласа
,
где рв и рн - гидростатическое давление в водном растворе и в нефти; rв.н - кривизна мениска, разделяющая водную и нефтяную фазы; - поверхностное натяжение.
Давление выпуклых и вогнутых менисков направлено противоположно к нефтевытесняющему потоку. В статическом состоянии противоположно направленное давление выпуклых и вогнутых менисков уравновешено. Однако под действием внешнего давления нефтевытесняющим потоком мениски деформируются и возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, так называемый эффект Жаменя:
,
где n - число менисков; и - кривизна выпуклых и вогнутых менисков соответственно.
По данным Брандера, Леферта, Тейбера и др., снижение остаточной нефтенасыщенности можно оценивать капиллярным числом
,
где v - линейная скорость потока; в - вязкость вытесняющего агента.
Для достижения эффективного вытеснения остаточной нефтенасыщенности необходимо, чтобы Кк 1 10-3, что возможно при значительном (до 1000 раз) снижении поверхностного натяжения на границе раздела нефть - вода или увеличении вязкости вытесняющего агента в, либо скорости фильтрации. Особенно эффективно комплексное воздействие указанных факторов.
В капиллярах и порах крупного размера гидрофобной породы остаточная нефть удерживается силами адгезии в виде пленок на поверхности и не образует менисков.
Процесс удаления гидрофобной остаточной пленочной нефти можно оценить по уравнению Дюпре:
,
где А - работа, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор (капилляров); - свободная поверхностная энергия на границе нефть - вытесняющий агент; а.п и н.п - поверхностное натяжение на границе агент - порода и нефть - порода соответственно.
Процессы увеличения нефтеотдачи достигаются различными, отличающимися друг от друга механизмами и методами воздействия на пласты. В их основе лежат следующие механизмы воздействия:
использование упругих свойств породы и пластовых флюидов в сочетании с вытесняющими агентами, обеспечивающими межслойный по вертикали и по горизонтали массообмен;
снижение энергии взаимодействия нефти с породой, снижение межфазных натяжений, повышение относительной фазовой проницаемости для нефти и охвата пласта вытеснением, регулирование вязкости и подвижности (мобильности) вытесняющего агента для повышения охвата пласта за счет снижения отношения подвижностей агента и нефти.
Современные технологии повышения нефтеизвлечения в той или иной степени базируются на применении или использовании заводнения. Условно их можно классифицировать на следующие основные группы:
гидродинамические методы - изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений циклического заводнения, форсированный отбор жидкости;
физико-химические методы - заводнение с использованием веществ с высоким химическим потенциалом для снижения гидрофобных процессов, и также активных реагентов для внутрипластового потокоотклоняющего и водоизолирующего осадкообразования для повышения охвата воздействием;
волновые и тепловые методы - вытеснение нефти заводнением с воздействием сейсмоакустики и теплоносителей;
газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом.
4.2 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи
Изменение направлений фильтрационных потоков. Технология метода состоит в изменении направления фильтрационных потоков за счет перераспределения отборов и закачки между скважинами. Закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, расположенные под углом до 90 и разрезающие залежь на блоки. Физическая основа метода заключается в том, что при переносе фронта вытеснения в пласте создаются изменяющиеся по направлению и величине градиенты гидродинамического давления, что способствует внедрению нагнетаемой воды в застойные зоны и вытеснению из них нефти в зоны интенсивного движения.
Циклическое заводнение. Технология применения метода состоит в периодическом изменении давлений (расходов) закачиваемой воды со сдвигом фаз колебаний по отдельным группам скважин при непрерывной или периодической добыче жидкости из добывающих скважин. Физическая сущность процесса заключается в том, что в результате нестационарного воздействия на пласты в них создаются волны повышения и понижения давления. В первой половине цикла в период повышения давления в малопроницаемые слои входит вода, сжимая в них нефть, а во второй половине цикла при снижении давления вода удерживается капиллярными силами, сохраняя высокое капиллярное давление, и нефть вытесняется из пор в сторону пониженного давления. Широкое применение получил активный метод циклирования, когда закачка воды в пласт в группе скважин прекращается на несколько суток или закачка чередуется по двум-трем группам скважин.
Для сохранения текущих темпов и полноты выработки нефтяных пластов на поздней стадии наиболее целесообразен чередующий режим работы нагнетательных и добывающих скважин, когда в период закачки воды в нагнетательные скважины добывающие останавливают, а затем отключают нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие, расходуя накопленную пластовую энергию. Это способствует росту давления в пласте в течение определенного времени и восполнению упругого запаса энергии. Чередующийся (импульсный) метод закачки и отбора жидкости позволяет более полно охватывать пласт воздействием, что способствует снижению обводненности, увеличению добычи нефти и нефтеотдаче пласта.
При разработке неоднородных пластов в режиме нестационарного заводнения наиболее эффективно циклическое заводнение в комплексе с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. Этот практически беззатратный метод получил широкое применение на промыслах Татарстана с высокой эффективностью выработки неоднородных нефтяных пластов в различных геологических условиях.
Применение высоких давлений нагнетания. В соответствии с законом Дарси условия повышения дебита добывающих скважин обеспечивается при увеличении перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин. Чем выше давление нагнетания, тем выше пластовое давление и соответственно больше дебит добывающих скважин. Это подтверждается элементарными расчетами. Дебит добывающей скважины определяется по обобщенному уравнению притока:
,
где - коэффициент продуктивности.
Приемистость нагнетательной скважины зависит не только от коэффициента приемистости (), но и от фактора сопротивления
Rф = в/н:
,
где рс - давление в скважине за счет закачки.
При стационарном режиме фильтрации дебит жидкости из скважин по своему объему равен закачке воды в нагнетательные скважины (qд = qпр), отсюда
,
где m - число добывающих скважин, обслуживаемых одной нагнетательной.
Рациональные соотношения добывающих и нагнетательных скважин определяются по зависимости
.
При прочих равных условиях, чем меньше соотношение подвижности воды и нефти, тем выше вязкость нефти и тем большего пластового давления нужно достичь. Объясняется это тем, что для преодоления напряжения сдвига неньютоновских нефтей для разрушения структурных связей фильтрующейся среды требуется больший градиент давления. Повышение давления нагнетания способствует раскрытию трещин в пласте и увеличению проницаемости.
При низкой продуктивности нефтяных пластов повышать забойное давление нагнетательных скважин необходимо с учетом естественных ограничений - давления гидроразрыва пласта рг.р. Забойное давление нагнетательных скважин должно ограничиваться условием рз 0,95рг.р, так как гидроразрыв происходит преимущественно по более проницаемым слоям. При этом резко повышается коэффициент приемистости нагнетательной скважины, но увеличивается неравномерность вытеснения нефти водой и снижается доля нефти в суммарно возросшем отборе жидкости. Кроме того, при установившемся пластовом давлении, создаваемом нагнетанием воды, более высоком, чем первоначальное пластовое давление рпл, может происходить отток нефти в законтурную водоносную область и потери там части извлекаемых запасов нефти. Для предотвращения оттока нефти следует создавать дополнительные экранирующие ряды добывающих скважин со стороны контура нефтеносности и снижать забойное давление на линии этих рядов до первоначального пластового.
Форсированный отбор жидкости. Условия применения метода в начале завершающей стадии разработки при обводненности продукции не меньше 80-85 % в устойчивых коллекторах при высокой продуктивности добывающих скважин. Технология проведения заключается в поэтапном снижении забойного давления добывающих скважин для увеличения их дебитов. Физико-гидродинами-ческие основы метода заключаются в создании высоких градиентов давления для вовлечения в разработку остаточных целиков нефти и застойных зон. Дебит жидкости необходимо задавать при условии роста дебита нефти; в противном случае в активную разработку будут включаться наиболее высокообводненные слои.
4.3 Физико-химические методы
При заводнении пластов с применением различных активных веществ в нефтенасыщенной породе происходят необратимые процессы, связанные с изменением скелета порового пространства, свойств нефти и вытесняющей жидкости, а именно:
сорбция составных частей нефтевытесняющего агента на горной породе;
взаимное растворение и диффузия нефти и нефтевытесняющих агентов;
отрыв глобул нефти и их перенос вытесняющим потоком;
сдвиговые деформации и механические изменения размеров пор пласта.
4.3.1 Технология вытеснения нефти растворами ПАВ
При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть - вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН).
С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть - порода - раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности.
ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе.
Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть - раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию "нефть в воде" и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды.
Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой.
Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи.
ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности.
Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор. Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин.
В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод- и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных - водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений.
В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал "Полисил" на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены - высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой - жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы).
В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды - пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль).
При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах.
4.3.2 Вытеснение нефти щелочными и кислотными растворами
Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть - вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть - вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.
В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.
При циклической закачке раствора щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв.
Одной из модификаций метода является силикатно-щелоч-ное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.
Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения.
4.4 Формирование в пласте водоизолирующих и потокоотклоняющих систем
при разработке системой скважин неоднородность продуктивных пластов по проницаемости ведет к образованию застойных зон, обусловленных распределением поля давлений в процессе гидродинамического вытеснения, даже в высокопродуктивных пластах. В изменяющихся геолого-промысловых условиях основной задачей повышения эффективности нефтеизвлечения становится значительное снижение проницаемости наиболее обводненных прослоев пласта с тем, чтобы направить вытесняющие растворы в менее проницаемые малообводненные зоны и трасформировать поля давлений для повышения охвата гидродинамическим воздействием. Известно значительное число технологических решений, направленных на ограничение проницаемости "промытых" пропластков:
закачка пульпы (суспензий, эмульсий), частицы которой имеют размеры, соизмеримые с диаметром поровых каналов;
закачка осадкообразующих веществ, выделяющих твердую фазу при контакте с пластовыми водами;
последовательная закачка реагентов, которые при контакте друг с другом образуют неподвижную фазу;
закачка структурированных систем с повышенной вязкостью;
закачка реагентов, структурирующихся в пластовых условиях.
Ограничение движения воды в промытых зонах пласта на основе водоизолирующих составов, полученных взаимодействием реагентов с компонентами продуктивного пласта, является эффективным средством увеличения охвата нефтеводонасыщенного коллектора воздействием и конечной нефтеотдачи. Возобновить или усилить приток нефти из пласта можно, снижая подвижность воды селективным воздействием водоизолирующих составов на проницаемость пласта. Это означает, что образование водоизолирующих составов должно происходить в водной фазе.
Среди факторов, определяющих выбор реагентов для получения водоизолирующих, ограничивающих фильтрацию воды систем в пласте, выделим основные:
химический состав и свойства пластовых вод;
состав и свойства нефти;
минералогический состав пород и их обменные свойства;
химическая активность закачиваемого реагента в пластовых условиях.
В технологиях повышения нефтеотдачи осадкогелеобразованием в "промытых" зонах пласта применяют следующие реагенты:
природные полимеры волокнистых структур;
лигнинсодержащие составы и композиции эфиров целлюлозы;
водорастворимые полимеры и продукты биосинтеза (биополимеры);
микробиологические композиции;
силикат натрия;
щелочи.
Воздействие на пласт осуществляется путем закачки растворов реагентов в нагнетательные и добывающие скважины. Объем закачки растворов реагентов за один цикл зависит от глубины воздействия и состояния участка пласта. Объективным показателем эффективности любого метода повышения нефтеотдачи пластов является изменение основных показателей разработки: добычи нефти и обводненности добываемой продукции после применения технологии.
4.4.1 Технологии на основе отходов лесопромышленного комплекса
природные полимеры волокнистых (волокнисто-дис-персных) структур. Основным реагентом, обусловливающим проявление эффекта перераспределения сложившихся фильтрационных потоков, является древесная мука (ДМ) в виде продукта сухого механического измельчения древесины. Древесная мука - природный полимер волокнистой структуры, представляющей собой набухающий в воде материал с хорошей адгезией, низкой плотностью и теплопроводностью и достаточной прочностью. Частицы ДМ имеют высокоразвитую поверхность и обладают пористостью пустот межволоконных пространств. На поверхности частиц имеются тончайшие волокнистые ответвления (фибраллы), которые позволяют им (частицам) структурироваться с другими дисперсными системами за счет сил физического взаимодействия. Большой объем межволокнистых пространств ДМ при взаимодействии с водой способствует набуханию и росту давления, что в условиях пористых сред рождает эффект расклинивающего действия.
В поровом пространстве промытых зон пласта ДМ в контакте с глиной или поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурированную систему, способную существенно увеличивать фильтрационные сопротивления высокопроницаемых интервалов коллектора. Это приводит к перераспределению потоков вытеснения с подключением в активную разработку ранее слабо дренируемых и не охваченных воздействием зон пласта.
Технология реализуется закачкой в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий ДМ. Параметры выбираются в зависимости от общей приемистости скважин и эффективной толщины пласта. Потребность ДМ на одну скважину составляет в среднем 2 т.
Степень перераспределения дренируемости работающих мощностей по разрезу пласта скважин оценивается как отношение величины снижения проницаемости высокопроницаемых слоев к величине увеличения приемистости низкопроницаемых интервалов, определяемых по данным геофизических исследований скважин. Наиболее эффективно технология проявляет себя на стадии наступления падающей добычи нефти при обводненности 60-80 %. С увеличением обводненности до 90 % и более удельная технологическая эффективность снижается. В этом случае для перераспределения потоков в пласт последовательно закачивают водную эмульсию ДМ и глинопорошок (0,3 и 0,2 объема порового пространства соответственно).
Лигнинсодержащие составы и композиции эфиров целлюлозы. Соединения лигнинового типа представляют собой полимерные структуры нерегулярного строения, содержащие фенольные, метоксильные и карбоксильные группы. Сульфатный лигнин участвует в образовании дисперсной фазы и играет роль стабилизатора в композициях водоизолирующих составов. В нефтепромысловой практике для получения вязкоупругих водоизолирующих систем в пластовых условиях применяют шламолигнины (ШЛ) - крупнотоннажный отход лесотехнического комплекса, образующийся в результате биохимической очистки сточных вод сульфатоцеллюлозного производства. ШЛ не растворяется в пресной и соленой воде, а также в органических растворителях, но растворяется в щелочи при концентрации 1 : 1. Щелочные растворы при 2-процентной концентрации ШЛ в них представляют собой темно-коричневую переслаивающуюся жидкость с вязкостью 1,3 мПас. Введение в раствор небольшого количества силиката натрия (жидкого стекла) приводит к загущению раствора и со временем к резкому повышению вязкости. Высокими осадкогелеобразующими свойствами при закачке в пласт обладают растворы на основе композиции, содержащей по 2 % ШЛ и щелочи и 5 % силиката натрия.
Технология воздействия на пласт щелочных растворов ШЛ с силикатом натрия за счет образования упругих дисперсий существенно снижает проницаемость водопроводимых каналов и повышает охват пласта воздействием. Условием эффективного образования упругих дисперсий из ШЛ в пласте на заданном расстоянии является "умягчение" пластовой минерализованной воды пресной водой перед закачкой лигнинсодержащих составов.
На поздней стадии разработки для повышения выработки обводненных слоисто-неоднородных продуктивных пластов применяют высоковязкие гелеобразующие композиции на основе простых эфиров целлюлоиды (ЭЦ) и коллоидно-дисперсных систем (КДС). В качестве ЭЦ используют метилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и оксиэтилцеллюлозу марки NATRASOL 250 ННR-P зарубежного производства, а в качестве КДС - глинистые суспензии. Отличительной особенностью этой технологии является то, что композиции на основе ЭЦ и компоненты КДС смешиваются и совместно закачиваются в скважину. Для приготовления композиции пригодна вода любой минерализации. На одну скважину в среднем требуется 0,2-0,4 т ЭЦ и 40 т глинопорошка. На месторождениях АО "Татнефть" удельная технологическая эффективность достигает около 11000 т дополнительно добытой нефти на одну обработанную скважину при продолжительности положительного эффекта от 1,5 до 3 лет.
4.4.2 Технологии на основе растворимых полимеров и биополимеров
Растворы ПАА. Одним из промышленно выпускаемых водорастворимых полимеров, нашедших масштабное применение в процессах добычи нефти, является полиакриламид (ПАА). ПАА относится к малоопасным вредным веществам IV класса, не обладает токсичным и раздражающим действием. Поэтому работа с раствором полимера не требует особых мер предосторожности. ПДК ПАА в воздухе рабочей зоны 10 мг/м3. Порошкообразные ПАА входят в группу горючих веществ с нижним пределом взрываемости, что позволяет пользоваться оборудованием в обычном исполнении.
Специфические свойства ПАА проявляются в его способности при небольших добавках к воде резко загущать ее, снижать подвижность полимерного раствора в пористой среде и уменьшать проницаемость водонасыщенной породы. В то же время ПАА склонен к сдвиговой (механической) деградации: его молекулы необратимо изменяются при перемешивании во время приготовления водных растворов, при закачивании их в пласт насосными агрегатами и при движении в пористой среде.
Скорость и полнота растворения полимера - основные факторы, определяющие его технологичность. Перед растворением полимеры проходят через стадию набухания, поэтому скорость растворения зависит от дисперсности. Возможность ускорения процесса растворения за счет интенсивного перемешивания ограничивается механической деструкцией. Минерализация воды негативно влияет на процесс растворения. Одним из способов повышения скорости растворимости является увеличение температуры: с повышением температуры до 70 С скорость растворения ПАА возрастает в 2 раза.
Физико-механические и реологические свойства минерализованных растворов ПАА зависят от проницаемости породы: с ее увеличением механические напряжения уменьшаются, а вязкость раствора растет. Для сохранения высоких реологических свойств растворов в пластовых условиях применяют различные стабилизирующие добавки неорганического и органического происхождения (щелочные соединения, ПАВ и др.).
Для создания в пласте заранее заданного уровня остаточного фактора сопротивления при соблюдении технологического режима в раствор полимера вводят незначительное количество (тысячные доли процента) "сшивающего" агента, под воздействием которого происходит структурирование макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля. Диапазон возможных значений остаточного фактора сопротивления может быть в 1000 раз выше, чем у полимерного раствора без "сшивающего" агента. Соответственно методы увеличения охвата пластов и их нефтеотдачи можно разделить на две основные группы.
Первая группа использует свойство ПАА загущать воду при небольших концентрациях, вследствие чего подвижность воды приближается к подвижности нефти, что способствует равномерному продвижению водонефтяного контакта и повышению нефтеотдачи. Эти методы наиболее эффективны на ранней стадии разработки месторождения.
Вторая группа методов рекомендуется к применению на поздней стадии разработки при обводненности нефти свыше 60 %, в пластах с высокой степенью неоднородности и в трещинах коллекторов. Раствор ПАА закачивается в пласт вместе с реагентом, способным вызвать осадкообразование. В этом случае ПАА вследствие адсорбции связывает частицы осадков между собой и со стенками пор. Проницаемость для воды, закачиваемой после определенного времени "сшивания" полимера в промытых зонах, резко снижается.
В настоящее время разработаны и хорошо показали себя на практике следующие основные технологии:
закачка индивидуальных растворов полимеров (полимерное заводнение);
воздействие на пласт "сшитыми" полимерами;
полимерные воздействия в сочетании с другими физико-химическими методами повышения нефтеотдачи.
Полимерное заводнение. Согласно этой технологии оторочка размером 0,3-0,5 от объема пор с концентрацией 0,01-0,1 % в отдельных случаях до 0,6 % основного вещества. Концентрация раствора зависит от геолого-физических условий месторождения и определяется по соотношению коэффициентов подвижностей полимерного раствора и нефти при пластовых условиях.
На нефтепромыслах используется отечественный сульфатный гранулированный полиакриламид ПААС (крупнодисперсный порошок с частицами до 1-6 мм и содержанием основного вещества до 60 %). Раствор из порошка приготавливается на установках УДПП-1,5 и УДПП-5. Закачка раствора ПАА в скважину не требует дополнительного оборудования и производится цементировочными агрегатами ЦА-320 на минимальной подаче. Водный раствор полимера поступает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, причем чем выше их проницаемость - тем больше поступает полимерного раствора и существеннее повышаются фильтрационные сопротивления высокопроницаемых слоев. В естественных пористых средах со средней проницаемостью 0,1 мкм2 и высокой удельной поверхностью полимер удерживается вследствие физической адсорбции.
...Подобные документы
Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение.
реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013История геологической изученности и разработки месторождения. Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность. Методы увеличения производительности скважин. Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. Разбуривание опытного участка.
дипломная работа [199,5 K], добавлен 22.04.2015Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012Тепловые методы повышения нефтеотдачи: закачка в пласт теплоносителей и внутрипластовое горение. Расчет геологических запасов нефти G объемным методом. Определение коэффициента нефтеизвлечения. Расчет годовой добычи нефти расчетно-графическим способом.
курсовая работа [4,4 M], добавлен 18.07.2014Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011Изучене возможности повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей с применением поверхностно-активных веществ (Неонол АФ9-12). Методы увеличения нефтеотдачи пластов терригенных пород. Механизм вытеснения нефти из пористой среды.
дипломная работа [5,2 M], добавлен 06.07.2012Цели применения и методы увеличения нефтеотдачи. Изучение физических методов увеличения дебита скважины. Механизм вытеснения нефти при тепловых методах увеличения теплоотдачи. Рассмотрение жидкостей и газов, применяемых для экстрагирования нефти.
реферат [3,6 M], добавлен 15.10.2019Геолого-промысловая характеристика Урьевского месторождения. Методы повышения нефтеотдачи пласта. Основные узлы цементировочного агрегата. Технология проведения закачки гелеобразующего состава через нагнетательные скважины. Расчет затрат на проект.
дипломная работа [2,5 M], добавлен 20.03.2013Нефтеотдача продуктивного пласта – степень использования природных запасов нефти уже открытых месторождений. Изучение нефтеотдачи пласта и пути ее увеличения, определение коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Режим работы залежей.
реферат [1,0 M], добавлен 26.02.2009Современное состояние разработки тяжелых нефтей и природных битумов. Методы повышения нефтеотдачи. Критерии скрининга для методов ПНП. Применение полимерного заводнения в резервуарах с тяжелой нефтью. Эффективность метода для повышения нефтеотдачи.
дипломная работа [6,3 M], добавлен 03.10.2021Характеристика и геологическое строение месторождения, стратиграфия и тектоника, пластовые флюиды. Эксплуатация и исследования скважин, их подземный и капитальный ремонт. Методы повышения нефтеотдачи пластов и способы воздействия на призабойную зону.
отчет по практике [151,2 K], добавлен 11.01.2014Комплекс оборудования для вращения бурильной колонны - роторы, вертлюги. Конструкция и область применения забойных двигателей: трубобуры, электробуры, винтовые двигатели. Основные методы повышения нефтеотдачи пластов. Зарезка и бурение второго ствола.
отчет по практике [2,6 M], добавлен 01.02.2013
