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.
Технологии полимерного заводнения без сшивающих реагентов при наличии в разрезе высокопродуктивных слоев проницаемостью более 1 мкм2 не эффективны. Это обусловлено особенностью фильтрации растворов ПАА в пористой среде и их реологическими свойствами. При высокой проницаемости факторы сопротивлений раствора снижаются, что ухудшает условия выравнивания фронта вытеснения в неоднородном пласте.
Масса полимера, необходимая для выравнивания профиля приемистости
QПАА = с0VПАА,
где с0 - концентрация раствора полимера, т/м3; VПАА - объем оторочки раствора полимера, м3.
Прогнозные показатели добычи нефти рассчитываются на основе математической модели, где учитываются характеристики объекта, оцениваются факторы сопротивлений, адсорбция и десорбция полимеров, а также изменение свойств растворов в пористой среде со временем.
Воздействие на пласт "сшитыми" полимерами. Область применения "сшитых" полимерных систем (СПС) довольно широка. Залежи могут быть представлены терригенными и карбонатными, в том числе и трещинными коллекторами. Расчлененность пласта, чередование изолированных продуктивных пропластков усиливают эффективность этой технологии. Различают два вида гелеобразования посредством "сшивки" полимеров в пластовых условиях. Для первого вида условием "сшивания" гель-частиц являются взаимодействие полимеров с пластовой водой определенной минерализации или повышение температуры раствора. В этом случае растворы приготавливаются из полимеров, в которые "сшивающие" реагенты введены в процессе их производства на заводе. Второй вид гелеобразования обусловлен полимеризацией с образованием "сшитых" полимеров под воздействием активных инициаторов.
Наибольшее распространение на практике получил метод применения "сшитых" полимерных систем, образующихся в пластовых условиях при взаимодействии водорастворимого полимера с растворами солей поливалентных металлов (Cr+3, Fe+3, Cu+2, Al+3). Данная технология предусматривает использование "медленно сшивающих" композиций, что позволяет раствору полимер - "сшиватель" проникать в пласт на значительные расстояния и более эффективно регулировать распределение потоков при наличии гидродинамически промытых зон между пропластками.
В технологиях, основанных на использовании "сшитых" полимеров, выделяют две стадии: закачку реагентов в пласт и гелеобразование.
выбор реагентов для первой стадии зависит от времени растворения и реологических свойств в период закачки, а также свойств растворителя, стоимости полимера и уточняется при подготовке технических регламентов, составляемых по каждому объекту перед началом работ.
Для второй стадии важную роль играют следующие факторы:
индукционный период (время, в течение которого реологические свойства раствора не изменяются);
время гелеобразования (перехода раствора в "сшитый" полимер);
реологические свойства геля, определяющие фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах;
время, в течение которого технологические свойства реагента в пласте обеспечивают необходимую эффективность.
Гелеобразование систем полимер - "сшиватель". Время гелеобразования - важный технологический параметр, определяющий процесс закачки композиции в пласт. Регулирование этих свойств СПС обеспечивается выбором полимера, "сшивателя" и диапазона их концентраций. В качестве "сшивающих" реагентов в промышленных масштабах наиболее широко испытаны ацетат хрома (АХ) Cr(CH3COO)3, нитрат хрома (НХ) Cr(NO3)3 9H2O и хромкалиевые квасцы (ХКК) KCr(SiO4)2 12H2O.
кинетическая характеристика процесса гелеобразования с указанными реагентами-"сшивателями" (табл.4.1) свидетельствует, что системы на основе АХ и НХ могут быть использованы в качестве СПС для воздействия на пласт. Система на основе ХКК рекомендуется для обработки ПЗП. Это связано с тем, что время образования СПС сравнительно невелико, а прочностные характеристики довольно высоки. СПС на основе ХКК допускают градиент давления до 10 мПа/м, в то время как для систем на основе АК и НХ - 1-5 мПа/м. Из-за высоких скоростей фильтрации в ПЗП прочностные характеристики СПС являются основным параметром.
Таблица 4.1 Кинетическая характеристика гелеобразования систем полимер- "сшиватель"
|
"Сшиватель" |
Концентрация полимера, г/дл |
Концентрация "сшивателя", г/дл |
Время гелеобразования, ч |
Минимально допустимая концентрация полимера, г/дл |
|
|
АХ |
0,2-0,7 |
0,01-0,5 |
0,7-1500 |
0,1-0,35 |
|
|
ХКК |
0,1-0,8 |
0,018-0,13 |
0,1-16 |
0,1-0,4 |
|
|
НХ |
0,2-0,8 |
0,01-0,5 |
0,2-1200 |
0,1-0,35 |
|
|
Примечание. Молекулярная масса полимера (113) 106, степень гидролиза 5-26, минерализация растворителя 1-100 г/дл. |
Реализация технологии воздействия на пласт или ПЗП проводится по следующей схеме:
снятие кривых падения давления;
определение приемистости скважины;
проведение лабораторных исследований;
приготовление и непрерывная закачка в пласт всей композиции;
отбор проб в процессе закачки и их анализ;
остановка скважины на период гелеобразования;
определение приемистости скважин и снятие кривых падения давления;
переход на закачку системой ППД.
Рекомендуются следующие уровни снижения приемистости:
для скважин с приемистостью более 300 м3/сут на 30-50 %;
для скважин с приемистостью менее 300 м3/сут - до 100 м3/сут.
Закачка осуществляется передвижным стандартным оборудованием ЦА-320 или установкой УДР-32 производства АО ПО "Лукойл-Волга" (г. Самара).
Полимерное воздействие на пласт в сочетании с другими физико-химическими методами. Основа метода - селективная изоляция водопритока закачкой полимерно-щелочного раствора (ЩПР).
Взаимодействие ЩПР с высокоминерализованными пластовыми водами приводит к образованию упругих гидрофобных дисперсных систем, что способствует снижению проницаемости водопромытых зон, изменению направления фильтрационных потоков и повышению охвата пласта заводнением. Эти явления не зависят от стадий разработки, связанных с изменением термодинамического равновесия в системе нефть - порода - вода, структурно механических свойств нефти и смачиваемости нефтенасыщенной породы.
При взаимодействии щелочей с породой происходит деструктирование адсорбционных слоев нефти и улучшение ее смачиваемости водой. Кроме того, щелочная среда за счет снижения межфазного натяжения может изменять структурно-механические свойства нефти и приводить ее к диспергированию.
За счет структурирования полимером образующихся осадков в процессе нагнетания минерализованной воды снижение проницаемости промытых зон увеличивается в несколько раз при одновременном увеличении приемистости скважин.
В составе ЩПР используются ПАА различных марок: отечественные (ПААС), импортные (РДА-1020, РДА-1041, СS-6), а также щелочи (аммиак, едкий натр, щелочные дистиллярные жидкости) и другие щелочные отходы. Отношение полимера и щелочи от 1 : 50 до 1 : 500. Увеличение количества щелочи в СШР может приводить к ухудшению охвата пласта заводнением. В нагнетательную скважину последовательно закачивают следующие элементы композиции:
микрооторочки пресной воды;
оторочки раствора щелочи (аммиака) с полимером;
микрооторочки пресной воды;
минерализованные воды (в пласт).
В одну скважину закачивают не более четырех-пяти оторочек. Технология наиболее эффективна на неоднородных по проницаемости коллекторах с высокой обводненностью высокоминерализованными водами хлоркальциевого типа на поздней стадии разработки.
Перспективным направлением повышения полимерного воздействия является введение в полимерный раствор различных ПАВ, улучшающих вязкоупругие свойства системы. Улучшение вязкоупругих свойств растворов ПАА введением АФ9-10, АФ9-12 обусловлено образованием различных водорастворимых комплексных соединений, формирующих новые структуры с повышенными реологическими параметрами, которые практически не изменяются после деструкции при движении в порах и капиллярах. Совместное использование раствора полимера и ПАВ способствует увеличению коэффициента извлечения остаточной нефти. Оптимальное соотношение для конкретной пары полимер - ПАВ определяют экспериментально на основе промысловых данных.
Технология на основе биополимеров и биохимических процессов. К числу новых типов водорастворимых полимеров, которые можно использовать для улучшения нефтеотдачи пластов, относятся экзополисахариды (ЭПС), являющиеся продуктом жизнедеятельности микроорганизмов и получившие название биополимеров. Каждый штамм-продукт синтезирует характерный для него полимер определенного состава, строения, молекулярной массы. Для повышения нефтеотдачи пластов применяют очень низкие концентрации биополимеров в воде (0,005-0,07 %). ЭПС обеспечивают при низкой концентрации большую вязкость раствора, сочетаются с различными солями в широких диапазонах рН и температуры, устойчивы к механической и окислительной деструкции.
Биополимеры не разрушаются при температуре до 100-120 С и даже до 150 С, что перекрывает весь температурный диапазон разрабатываемых месторождений. наличие в составе биополисахаридов большого числа функциональных химически активных групп: гидроксильных, карбоксильных, карбопильных и др. - дает возможность путем комплексообразования придавать им регулируемые поверхностно-активные, гелеобразующие, антикоррозионные функции. Для предотвращения биодеструкции раствора биополимеры, закачиваемые в пласт, необходимо стабилизировать формалином.
Процесс получения биополимеров - ферментация - не требует сложного оборудования. Он сводится к выращиванию микроорганизмов в течение нескольких десятков часов на жидкой питательной среде при температуре 20-40 С. В результате получают суспензию микроорганизмов в культуральной жидкости с 1-2-процентным содержанием биополимера. Питательной средой для микроорганизмов могут служить углеводы (сахар, глюкоза, гидролизат крахмала) и непищевое сырье (метанол, этанол, углеводороды).
За рубежом значительную часть биополимеров выпускают в виде порошков, что позволяет транспортировать продукт с высокой концентрацией, длительно его хранить и применять в условиях пониженных температур. В настоящее время основными коммерчески ценными полисахаридами являются ксатан, склероглюкан и эмульсан.
В условиях дефицита биополимеров предпочтительно их использовать в композиции с другими химическими реагентами, усиливающими действие биополимеров и снижающими его расход в "сшитых" и гелеобразующих биополимерных системах. Специфичность и многофакторность биополисахаридов позволяет считать их весьма перспективными для повышения полноты извлечения нефти из недр.
Технология микробиологического воздействия. Для инициирования внутрипластовых биохимических процессов и увеличения подвижности пластовой жидкости в истощенные пласты закачивают микроорганизмы и питательные вещества для их жизнедеятельности. для закачивания в пласт подбирают смешанные культуры (ассоциации) микроорганизмов. Это обеспечивает более глубокое течение биохимических реакций в пластах, так как продукты жизнедеятельности одних групп микроорганизмов являются питательным субстрактом для других и биоценоз успешно развивается в новой среде обитания. Питательное вещество должно содержать необходимые для прорастания клеток компоненты, которые отсутствуют в пласте, а также элементы (N, P, K, Mg и др.) так называемых ростовых веществ и витаминов (тиамина, робофлавина и др.).
Источником дополнительного извлечения углеводородов при помощи микроорганизмов служит сама остаточная нефть, а субстратом для биохимических - торф, биогенный ил, органические вещества отходов крупных промышленных и сельскохозяйственных производств.
Технология микробиологического воздействия на пласт основывается на опыте промысловых исследований, проведенных в нашей стране, Венгрии, Румынии, США и др. Увеличение коэффициента нефтеотдачи достигается за счет суммарного эффекта повышения вытеснения и увеличения коэффициента охвата пласта заводнением. При наличии питательных веществ бактерии образуют значительное количество газов (N2, H2, CO2, CH2, NH4), которые, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и изменяют рН. В процессе бактериального обмена образуются биоПАВ, спирты, растворители, способствующие снижению поверхностного натяжения и десорбции нефти из породы, а в результате жизнедеятельности микроорганизмов - органические и неорганические кислоты, которые выщелачивают карбонатные, сульфатные и силикатные минералы в породе и увеличивают их пористость и проницаемость. Следует, однако, помнить, что микроорганизмы создают колонии, которые закупоривают высокопроницаемые каналы, изменяя фильтрационные потоки и увеличивая охват пласта заводнением.
В АНК "Башнефть" для микробиологического воздействия применяют биореагент, приготовленный на основе избыточного активного ила станции биологической очистки сточных вод комбината по производству белково-витаминных концентратов.
Активный ил содержит органические и минеральные питательные вещества, микроэлементы, витамины, необходимые для жизнедеятельности биоценоза. После закачивания в заводненный пласт активного ила при недостатке кислорода выживают, в основном, анаэробные метанобразующие бродильные микроорганизмы, в присутствии которых процесс брожения завершается превращением органических кислот в газообразные конечные продукты: метан и углекислый газ. Для повышения нефтевытесняющих свойств биореагентов к активному илу добавляют стимулятор жизнедеятельности микроорганизмов - мелассу (крупнотоннажный побочный продукт сахарного производства), что увеличивает долю газообразных углеводородов на 60-80 %.
Технология микробиологического воздействия осуществляется стандартным насосным оборудованием (агрегаты ЦА-320). Для приготовления активного ила используется вода системы поддержания пластового давления (ППД). Сначала нагнетательную скважину отключают от системы ППД, затем закачивают раствор активного ила, 1-3 м3 раствора мелассы и вновь подключают скважину к ППД. Контроль за развитием биологических процессов состоит в наблюдениях за изменением профиля приемистости очаговой нагнетательной скважины за общей численностью микроорганизмов в пластовой жидкости, окружающей добывающие скважины.
Для сгущения активного ила в качестве флокулянта рекомендуется водорастворимый катионовый полиэлектролит ВПК-402, который увеличивает закупоривающие свойства биореагаента при обработке малыми порциями. В зависимости от величины общей приемистости скважин закупорка высокопроницаемой части пласта продолжается от 1 до 7 месяцев, после чего биомасса рассасывается (вымывается).
При микробиологическом воздействии на пласты, насыщенные высокоминерализованными водами, для повышения эффективности закачивается предоторочка пресной воды. Одной из разновидностей микробиологического воздействия на пласт является активация пластовой микрофлоры. В пласт закачивается аэрированный раствор диаммонийсульфата, вследствие чего происходит окисление нефти с образованием углекислоты и других компонентов, обладающих нефтевытесняющими свойствами. Проводится три-пять циклов закачки с интервалом 20-25 суток, при этом приемистость скважины должна быть не менее100 м3/сут, а содержание сульфатов в пластовых водах не выше 3-8 г/дм3.
4.4.3 Технология на основе композиций силиката натрия
На заданном расстоянии от забоя нагнетательной скважины за счет взаимодействия силиката натрия Na2O nSiO2 (раствора низкомодульного жидкого стекла с плотностью 1,36-1,45 кг/м3) и модулятора гелеобразования (МГ) образуются управляемые силикатные гели (УСГ). В качестве МГ могут использоваться вмещающие породы, разнообразные углеводороды, производные органических кислот, неорганические соединения (в частности, поваренная соль) и др. Нежелательное взаимодействие силиката натрия с солями жесткости, присутствующими в пластовой воде, предотвращается закачкой предоторочки пресной воды. Регулирование кинетики гелеобразования силикатно-гелевой композиции более гибко, чем в полимерных растворах. Продолжительность гелеобразования можно задавать в широком интервале: от нескольких часов до нескольких месяцев. Срок жизни УСГ не ограничен, при этом, в отличие от полимерных систем, гели в процессе приготовления и закачивания в пласт не разрушаются за счет механической термокислотной и биологической деструкции. Кроме того, скорость закачки раствора не влияет на его реологические характеристики. Компоненты композиции УСГ смешиваются с водой в любых соотношениях, поэтому технология их приготовления достаточно проста, в то время как для получения гомогенных полимерных растворов требуется специальная техника растворения. Композиции УСГ являются "экологически чистыми", их воздействие на нефтяной пласт считается наиболее мягким.
Силикат-гелевые составы (СГС) обладают нежесткими структурно-механическими свойствами и постепенно разрушаются при эксплуатации скважин. При необходимости силикатный гель может быть легко разрушен введением щелочных агентов. Наибольшее распространение в качестве гелеобразующих веществ получил состав, содержащий 6 % водного раствора жидкого стекла и 10-процентный раствор соляной кислоты при соотношении 4 : 1. Этот состав является базовым. В высокопроницаемых промытых зонах на поздней стадии разработки для обеспечения оптимального радиуса воздействия целесообразно применять модифицированные ДМ или глинистые порошки (ГП), силикат-гелевые составы (МСГС) в объеме не менее 10 м3 на 1 м продуктивного пласта или 20 % от объема пор. Наилучшими физико-химическими свойствами обладают композиции, в которых к базовому составу добавляют 5 % ДМ или 10 % ГП.
При концентрации ДМ в растворе МСГС выше 5 % возможны осложнения при нагнетании в скважину из-за увеличения динамической вязкости.
Преимущества МСГС заключаются в следующем:
незначительное (до 1,5 мПас) повышение исходной вязкости после приготовления;
высокая фильтруемость в пористой среде;
достаточная для изоляции водопритоков прочность структуры после завершения гелеобразования;
простота и надежность технологий при их широком применении;
низкая стоимость и доступность реагентов;
при необходимости возможно разрушение силикат гелевых композиций в пласте.
Одним из перспективных физико-химических методов повышения нефтеотдачи являются силикатно-щелочные заводнения с внутрипластовым осадкообразованием. За счет химической реакции силикатно-щелочного раствора (СЩР) с солями кальция и магния, находящихся в вытесняющих сточных водах, образуется осадок CaSiO3, который по природе является коллоидным и способен снижать проницаемость до 10 раз и более. В результате внутрипластового контакта нефти с щелочными растворами образуются ПАВ, снижающие межфазное натяжение на границе нефть - щелочной раствор до 0,1 мН/м. Это делает нефть более подвижной, приводит к эмульгированию нефтяной фазы в воду и вовлечению в процесс вытеснения остаточной нефти.
Для предотвращения преждевременного смешения СЩР с вытесняющей сточной водой между ними закачивают оторочки умягченной пресной воды.
Для приготовления СЩР используют натр едкий технический или товарную форму гидроксида натрия (жидкость плотностью 1450 кг/м3) и стекло натриевое жидкое или товарную форму жидкого стекла плотностью 1360 кг/м3. Концентрация компонентов в растворе, нагнетаемом в пласт, при рН = 12,713,7 следующая, %: силикат натрия 2,0, гидроксида натрия 0,2-2,0. Для буферной оторочки и приготовления СЩР в воде необходимо 30-40 мг/дм3 ионов кальция и рН в пределах 7-8. закачка оторочек проводится в следующем порядке:
сточная минерализованная вода, применяемая для вытеснения нефти в системе ППД;
разделительная оторочка пресной воды;
оторочка СЩР;
разделительная оторочка пресной воды;
сточная минерализованная вода.
Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и СЩР, а степень снижения проницаемости обводненных зон продуктивного коллектора - изменением концентрации силиката и гидроксида натрия.
Нагнетание оторочек проводят, в основном, с блочных насосных установок системы ППД, оборудованных емкостями большой вместимости. Систему нагнетания СЩР на время цикла закачивания в пласт дополнительно оборудуют быстросъемными стандартными заглушками на блок-гребенках, полностью исключающими смешение СЩР со сточной водой. Продолжительность закачивания СЩР (оторочек пресной воды) при непрерывном его нагнетании в скважину рассчитывают по формуле t = V/q, где V - запланированный для нагнетания объем СЩР, м3; q - производительность насоса, м3/ч.
Объем товарного едкого натра для создания оторочки СЩР
,
где - плотность рабочего СЩР, кг/м3; Сгн - массовая концентрация гидроксида натрия в рабочем СЩР, %; Сгн.т - массовая концентрация гидроксида натрия в товарном продукте, %; т.н - плотность товарного продукта, кг/м3.
Объем товарного жидкого стекла, расходуемого на создание оторочки СЩР, оценивают аналогично.
Сточная вода, закачиваемая в пласт с целью смешения с СЩР и образования осадка, должна содержать не менее 400 мг/дм3 ионов кальция и не менее 200 мг/дм3 магния.
Добавление полимеров, обладающих флоккулирующими свойствами, в раствор одного из реагентов позволяет "связать" отдельные образующиеся в пласте дисперсные частицы между собой и породой пласта и тем самым снизить проницаемость трещин и крупных пор. Увеличивая относительное содержание полимера в СЩР, можно снижать проницаемость за счет адсорбции полимеров. Для создания осадкообразующих силикатно-щелочно-полимерных систем (СЩПС) необходимо ввести в раствор 0,01-0,06 % ПАА. Закачивание СЩПС в неоднородные по проницаемости пласты позво качивание СЩПС в неоднородные по проницаемости пласты позволяет селективно за счет "сшивания" осадкообразования и породы отключать высокообводненные слои пласта и включать в разработку слабодренируемые зоны.
4.5 Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов
При нагнетании в пласт теплоносителей (растворов на углеводородной основе, воды, пара) гидродинамическое вытеснение дополняется повышением температуры в залежи, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности. Объектами применения технологии являются залежи высоковязкой тяжелой нефти, а также нефти, пластовая температура которой равна или близка к температуре насыщения парафином, если другие методы повышения нефтеотдачи не применимы или не обеспечивают достаточной эффективности.
Среди технологий паротеплового вытеснения нефти выделяют циклическую закачку пара, закачку пара с последующим перемещением тепловой оторочки водой и непрерывное нагнетание пара в пласт. Многолетний опыт пароциклической отработки пластов показал, что эффективность метода падает от цикла к циклу на 10-50 %, а после пятого или шестого циклов метод становится экономически невыгодным.
Для перераспределения потока вытесняющего пара широко используют химические добавки. Наибольшее распространение получили вспенивающие реагенты, в качестве которых применяют сульфанатные поверхностно-активные вещества. Для стабилизации пены и существенного увеличения фактора сопротивления проточных каналов в систему вводят каустик, а паронагнетание сочетают с закачкой газообразных смесей водорода, окиси углерода, азота и паров легких углеводородов. Газ повышает пенообразующую способность ПАВ и ускоряет темпы добычи нефти. Пенообразование в нефтяном пласте весьма эффективно при наличии высокопроницаемых каналов и трещин.
Важным направлением совершенствования технологии закачки пара в целях повышения нефтеотдачи пласта является регулирование профиля фильтрации гелеобразующим составом. Гель характеризуется большей термостабильностью, чем пенные системы. Основу гелеобразующих смесей составляют поливиниловый спирт, альдегид и вода. Гелеобразующий состав может закачиваться в пласт вместе с паром или поочередно. Исходный состав имеет низкую вязкость и легко проникает в паропроводящие каналы пласта, где под действием высокой температуры образует структуры, закупоривающие поры. Состав, внедрившийся в зоны, не обработанные паром, из-за низкой температуры не образует связей и легко вытесняется из пласта.
Эффективность метода добычи тяжелых и высоковязких нефтей существенно повышается при тепловом воздействии на пласт из горизонтальных стволов скважин. В последнее время это новое направление стало широко применяться в мировой практике.
При вытеснении нефти паром могут применяться различные комбинации горизонтальных и вертикальных скважин в виде нагнетательных и добывающих. По мнению многих авторов, наиболее практической является схема, включающая для нагнетания пара вертикальные, а для добычи нефти горизонтальные скважины или наоборот.
Горизонтальный участок скважины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной породой, благодаря чему увеличивается охват пласта тепловым воздействием. Горизонтальные стволы повышают продуктивность скважин в 5-10 раз, увеличивая темп отбора и сокращая время возврата вложенных средств. Экономически они наиболее выгодны в маломощных пластах и в залежах с низкими коллекторскими свойствами.
Технология так называемой "паровой камеры" основана на механизме противоточной гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти. Нагнетаемый пар будет стремиться в верхнюю часть залежи, а горячий конденсат и подвижная нефть за счет сил гравитации будут дренироваться в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.
При закачке теплоносителя могут возникнуть различные осложнения: вынос песка, нагрев обсадной колонны. Для их предупреждения проводят крепление призабойной зоны, ограничивают отбор жидкости вплоть до остановки добывающей скважины.
Закачка пара является энергоемким процессом и характеризуется низким КПД из-за больших потерь тепла в наземных коммуникациях, в стволе скважины и по пласту. Даже в наиболее успешных проектах на выработку и закачку пара в парогенераторах расходуется от 1/5 до 1/2 топливного эквивалента добытой нефти. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной более 6 м, сгущают сетки между нагнетательными и добывающими скважинами, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 250-300 т/сут и более), теплоизолируют трубы и др. Кроме того, на степень применения тепловых методов значительное влияние оказывает ограничение по защите окружающей среды за счет выбросов в атмосферу СO2 и NO2, выброса твердых веществ, загрязнения водоемов и др.
4.6 Вибросейсмическое воздействие на пласт
Наблюдения за повышением дебитов нефтяных скважин и пластовых давлений во время и после землетрясений послужили основой исследования влияния вибрационно-сейсмических процессов на нефтяные залежи. Например, землетрясение в Южной Калифорнии в 1952 г. вызвало повышение давления на устье фонтанирующих скважин в несколько раз. Землетрясение в Дагестане в 1970 г. привело к тому, что в радиусе более 200 км от эпицентра повысилась добыча нефти. Работы по исследованию направленного сейсмического воздействия с поверхности на нефтяные залежи для интенсификации добычи проводятся в Институте физики Земли РАН, ВНИИнефти, ВНИИЯГГе и др.
В настоящее время разработаны невзрывные поверхностные виброисточники - виброплатформы, которые работают в диапазоне частот от 5 до 100 Гц.
Воздействие на пласт осуществляется генерирующими упругими колебаниями низкой частоты. В сейсмическом поле процесс гравитационного разделения в обводненном нефтяном пласте может быть ускорен на 2-3 порядка. При этом изменяются фазовая проницаемость и градиент капиллярного давления. Увеличение нефтеотдачи пластов происходит за счет существенного снижения вязкости нефти, увеличения ее подвижности и вовлечения в разработку капиллярно-связной нефти, а также изолированных скоплений нефти, содержащей тяжелые фракции, не охваченных разработкой, и в результате интенсификации аккумуляции рассеянных капель нефти в обводненных зонах в более крупные и подвижные соединения.
Источники, генерирующие упругие колебания, располагают как на поверхности, так и в скважинах. Специалистами ВНИИнефти разработана технология ударно-волнового воздействия, в которой источником возбуждения колебаний большой мощности служит станок ударно-канатного бурения УГБ-ЗУК. Ударно силовые воздействия заданной частоты передаются бойком на оголовок по согласующей компоновке на излучатель, зацементированный в скважине в интервале продуктивного пласта. энергия ударной волны, формируемой в нижней части согласующей компоновки, затухает постепенно при удалении от возбуждающей скважины. Метод рекомендован к промышленному освоению на месторождениях Башкортостана.
Забойный низкочастотный источник упругих колебаний типа "падающий груз" используется в качестве составляющих элементов промысловых генераторов, разработанных специалистами института физики Земли (ИФЗ) РАН, ВНИИгеосистем и другими организациями.
Метод площадного вибросейсмического воздействия низкочастотными волнами, распространяющимися по горной породе на большие расстояния от источника колебаний, обеспечивает высокие коэффициенты охвата и может стать основой эффективной технологии доразработки обводненных нефтяных месторождений.
4.7 Газовые методы поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи
Закачка воды для ППД имеет отрицательные последствия при малой проницаемости пород, наличии в пласте набухающих в воде глин и, как следствие, недостаточной приемистости нагнетательных скважин. В последние два десятилетия широкое развитие получили технологии извлечения нефти с применением углеводородных газов, водогазовых смесей и диоксида углерода. В настоящее время за рубежом реализуется около 170 различных модификаций газового воздействия. Опытно-промышленные работы по закачке газа в нефтяные пласты на месторождениях СНГ выявили значительные сложности в техническом обеспечении этого метода, что явилось основным фактором, сдерживающим масштабное применение газовых методов в нефтедобыче. При большой глубине залегания требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано, поскольку процесс компремирования газа даже при современном уровне развития техники является весьма энергоемким, а его КПД остается низким.
Различают два процесса вытеснения нефти: несмешивающийся и смешивающийся (без границ раздела фаз). При несмешивающемся вытеснении нефти для предупреждения преждевременного прорыва газа в добывающие скважины нагнетание газа производят в сводовую часть при углах падения пластов более 15. Залежь должна быть гидродинамически замкнута и однородна по проницаемости.
Смешиваемость газа с нефтью в пластовых условиях повышает нефтеотдачу, но для этого требуется высокое давление нагнетания сухого газа (25 Мпа), которое можно снизить закачкой обогащенного газа (до 15 МПа). Такая технология наиболее эффективна при площадной закачке в пологих структурах, где гравитационное разделение газа затруднено.
В целях повышения эффективности и технологичности метода остаточную нефть вытесняют, закачивая водогазовую смесь (ВГС). Закачиваемый газ движется в пористой среде при совместимом, четочном (пробковом) режиме движения с водой. При использовании вытесняющих агентов, отличающихся по вязкости, фронт вытеснения нефти выравнивается. Закачка ВГС приводит к снижению приемистости водогазонагнетательных скважин и обводненности добываемой продукции. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого агента должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение. Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность процесса и увеличивают энергетические затраты. Для их предупреждения организуют контроль за газовым фактором и химическим составом газа и уменьшают отбор жидкости из добывающих скважин.
Метод позволяет использовать попутный нефтяной газ, газ близлежащих газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.
Высокой способностью смешиваться с нефтью и водой обладает диоксид углерода (СО2). Углекислый газ при температуре выше 31 С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Жидкая фаза, образующаяся при температуре ниже 31 С, при снижении давления до 7,2 МПа и менее может переходить в газовую фазу. Углекислый газ хорошо смешивается с пластовыми флюидами, что способствует их объемному расширению в 1,5-1,7 раз, снижению вязкости и капиллярных сил. Коэффициент вытеснения нефти может достигать 0,95, однако, так как СО2 - маловязкий агент, особенно в условиях неоднородности залежи, возможно значительное снижение коэффициента нефтеохвата. СО2 закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном или жидком состоянии (карбонизированная вода концентрацией 5-10 %) в виде оторочки. Оптимальный объем оторочки СО2 составляет 0,2-0,3 объема пор. Для повышения эффективности закачки оторочки чередуются проталкиванием водой при соотношении СО2 и воды 0,25 : 1. Кроме заводнения, для уменьшения преждевременного прорыва СО2 необходимо нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.
Источниками получения СО2 могут быть природные залежи углекислого газа (Астраханское и Семивидовское месторождения), ТЭЦ, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические производства. Область применения метода зависит от ресурсов природного СО2, так как потребности в нем (до 2000 м3 на 1 т добычи нефти) практически невозможно удовлетворить за счет отходов химического производства. При реализации метода возникают проблемы утилизации СО2 и повторного его использования, предотвращения коррозии труб и нефтепромыслового оборудования.
4.8 Система разработки с размещением горизонтальных стволов скважин
Общепризнанно, что одной из самых эффективных технологий современности является комплекс систем разработки углеводородных залежей с использованием различных комбинаций горизонтальных стволов скважин. Отличительной особенностью этой системы является то, что основной ствол скважины разветвляют в заданном направлении на несколько дополнительных горизонтальных стволов относительно большой протяженности в пределах продуктивной залежи (рис.4.1). Благодаря значительному увеличению поверхности фильтрации и расширения зоны дренирования текущие дебиты скважин увеличиваются в 2-10 раз по сравнению с системой обычных вертикальных скважин.
Рис.4.1 Зона дренирования горизонтальными стволами скважин
Длина горизонтального участка скважины является важным фактором, влияющим на суммарную площадь фильтрации и производительность. При разработке континентальных нефтяных месторождений длина такого участка колеблется от нескольких десятков метров до 2000 м.
Использование разветвленных систем горизонтальных скважин как каналов для движения различных вытеснителей нефти позволяет управлять технологическим процессом разработки с охватом значительных объемов нефтенасыщенных пород, а также сокращать количество необходимых скважин на месторождении и повышать полноту извлечения углеводородов из недр.
Ряд компаний США за счет внедрения различных систем горизонтальных многоствольных разветвленных скважин провели переоценку извлекаемых запасов нефти и газа, увеличив их в 2 и 5 раз соответственно.
Преимуществом горизонтальных и многозабойных систем разработки является сохранение пластовой энергии за счет снижения потерь (от нескольких раз до нескольких порядков) кинетической энергии фильтрующегося в скважину пластового флюида. Кроме того, создается новая геометрия дренирования пласта и увеличиваются сроки эксплуатации скважин без образования конусов пластовой воды. Вследствие сокращения числа скважин для разработки месторождения снижается загрязнение окружающей среды и экологически чистыми сохраняются большие площади на поверхности.
При выборе системы разработки месторождений на основе комплекса наклонно-направленных и горизонтальных скважин должен соблюдаться принцип равномерного дренирования залежи (рис.4.2).
Использование горизонтальных систем разработки более эффективно, чем вертикальных, при незначительной толщине пласта, низкой проницаемости, наличии подошвенной воды и при разработке ограниченных линзовидных пластов.
Основу системы разработки составляет единый элемент из трех горизонтальных скважин, одна из которых вскрывает продуктивный пласт в его сводовой (прикровленной) части, а две другие в подошве. Верхняя скважина (кровельная) является добычной, а две подошвенные нагнетательными (инжекционными). Добыча нефти и закачка вытесняющего агента осуществляются одновременно.
Библиографический список
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1990. 427 с.
2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986. 332 с.
3. Каплан Л.С. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении / Л.С.Каплан, А.В.Семенов, Н.Ф.Разгоняев; АНК "Башнефть". Уфа, 1998. 416 с.
4. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. 516 с.
5. Слюсарев Н.И. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов: Учеб. пособие / Н.И.Слюсарев, А.И.Усов; Санкт-Петербургский горный ин-т. СПб., 2002. 67 с.
Размещено на Allbest.ru
...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
