ыячсяс. 3. Проблемы традиционного заводнения, границы его применения. 3
 Скачать 2.12 Mb.
|
7.Химические методы ПНП.К химимеским методам ПНП относятся: 1.Вытеснение нефти водными растворами ПАВ: ПАВы – вещества, молекулы которых способны адсорбироваться на границе раздела фаз с соответствующим понижением свободной поверхностной энергии Механизм действия: 1) Снижение межфазного натяжения на границе вода-нефть 2) Снижение краевого угла смачивания (ослабление адгезионных сил между нефтью и породой) 3) Моющее действие по отношение к нефти (адсорбция молекул на пленке нефти, разрыв пенки, отрыв частичек нефти) 4) Влияние на реологические свойства нефти (изолирование кристаллов парафина, снижение вязкости). Влияет на коэффициент вытеснения нефти, следовательно, на нефтеотдачу. 2. Вытеснение нефти растворами полимеров. Идея полимерного заводнения: в закачиваемую в пласт воду для повышения её вязкости, а следовательно, снижения вязкостной неустойчивости добавляют полимеры – загустители воды обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды. Закачка загущенной полимером водной оторочки способствует блокированию высокопроницаемых обводненных участков (пропластков) и вовлечению в процесс фильтрации менее проницаемых нефтенасыщенных пор пласта, в которых перераспределенные перепады давления начинают превышать капиллярные давления. Это позволяет получать дополнительную нефть. 3. Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щёлочей с пластовой нефтью и породой. Практически все пластовые нефти содержат в своём составе активные компоненты – органические кислоты. При взаимодействии щелочных растворов с нефтями, содержащими органические кислоты, в пласте образуются новые ПАВ, которые значительно снижают поверхностное натяжение нефти на границе раздела фаз. Также происходит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счёт адсорбции органических кислот на поверхности породы из нефти. 4.Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой коллоидные системы из углеводородной жидкости и воды, стабилизированные смесью ПАВ Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности. 5. Закачка кислотных растворов (серной кислоты, углекислоты) Рассмотрим механизмы примения серной кислоты: Концентрированная серная кислота вступает в активное химическое и термохимическое взаимодействие с пластовой системой. При этом увеличение нефтеотдачи происходит в результате следующих факторов: Образование ПАВ при химической реакции H2SO4 с большинством углеводородных компонентов нефти Образование кристаллов солей, частично закупоривающих промытые водой поры и трещины Выделение теплоты разбавления при смешении концентрированной серной кислоты с пластовой и закачиваемой водой Реакция H2SO4 с карбонатной составляющей горной породы 8. Тепловые методы ПНП.Тепловые методы по масштабам воздействия на пласт делятся на две большие группы: - обработка призабойных зон скважин паром, горячей водой, паром с различными химическими добавками; - площадное воздействие на пласт паром, горячей водой, внутрипластовым горением и с применением комбинированных технологий. По виду применяемого агента и механизму воздействия на пласт тепловые методы делятся на три группы: - технологии, основанные на нагнетании в пласт теплоносителей (пара, горячей воды и др.) – сюда вхоит ВДОГ; - технологии, основанные на нагнетании в пласт окислителей (воздуха, кислорода); - комбинированные методы, основанные на закачке в пласт двух и более агентов (термополимерный, термощелочной, парогазовый и др.). Рассмотрим некоторые из них П  ароциклические обработки скважинНа рисунке 10.1 приведена схема пароциклической обработки добывающей скважины. Технология ПЦО включает 3 стадии: 1. нагнетание пара, 2. выдержка скважины на пропитку 3. добыча нефти Продолжительность цикла закачки пара обычно составляет 10-20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приёмистости скважины по пару. Считается, что на 1 п. м. нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. После закачки расчётного количества пара скважина закрывается на пропитку на 5-10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины. После этого в скважину спускается глубинно-насосное оборудование. и она вводится в эксплуатацию. Необходимое условие для применения метода – термостойкость оборудования. Площадная закачка пара Технологии, основанные на площадной закачке пара, отличаются режимом теплового воздействия на пласт. На рисунке представлена схема реализации площадной закачки пара: Схема площадной закачки пара:  Диаграмма изменения температуры по длине пласта:  I-зона перегретого пара tп=300….320 оС II- зона насыщенного пара, конденсация, T=const, пар- однокомпанентная система III-зона горючего конденсата IV- зона остывшего конденсата t=tпласт К факторам, повышающим нефтеотдачу пласта при закачке пара, относятся: 1. Снижается вязкость нефти, увеличивается её фильтруемость. 2. Тепловое расширение нефти 3. Подавливаются неньютоновские свойства нефти 4. Снижение коэффициента растворимости газа в нефти, выделение газа и активизация режима растворённого газа 5. Уменьшается коэффициент поверхностного натяжения,улучшается смачиваемость пород, интенсифицируются процессы капиллярного перераспределения жидкостей в пласте. Все эти процессы приводят к увеличению коэффициента охвата пласта заводнением (вытеснением). |