Локализованным геологическим структурам, т е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта
 Скачать 2.66 Mb.
|
|
— коэффициент диффузии; ( — скорость фильтрации; — пористость). Под коэффициентом диффузии понимают комплексный коэффициент, учитывающий не только молекулярную и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей. Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений Вытеснение нефти из пластов растворителями и газом при высоком давлении Рис. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой растворителя, проталкиваемой водой: 1 — распределение водонасыщенности в момент времени ; 2 — концентрация растворителя с(х, t); 3 — распределение водонасыщенности в момент времени ; 4 — фиктивная концентрация растворителя в момент времени ; 5 — фиктивная область смешения растворителя и нефти Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое количество растворителя, чтобы область смешения его (c=0,5) с нефтью переместилась за пределы пласта (см. рис.), т. е. на расстояние , а фронт вытеснения растворителя водой дошел бы до конца пласта, т. е., чтобы соблюдалось условие . Тогда количество растворителя, затраченного на образование оторочки, будет равно количеству растворителя, оставшегося в областях заводнения и смешения. Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО2, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО2 - природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок. Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти. Двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии. Вначале в пласт интенсивно закачивают СО2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО2 и нефти. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт СО2 , и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО2. Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов состоит в растворении СО2 в воде, т. е. в получении так называ-емой карбонизирован-ной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то можно существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть — вода и сделать поверхность зерен горных пород-коллекторов более смачиваемой водой, т. е. увеличить ее гидрофильность. Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов и т. д. Рис. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ: 1 – область 2- область 3 – область 4 – область Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений Вытеснение нефти из пластов водными растворами ПАВ При поршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ распределение водонасыщенности, нефтенасыщенности и концентрации ПАВ в некоторый момент времени имеет вид, показанный на рис. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область , где — координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или «фронта сорбции». Область занята валом нефти, т. е. нефтью, дополнительно вытесненной из области под действием ПАВ. Область же занята нефтью и водой, не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то, что водный раствор ПАВ закачивают в рассматриваемый пласт с начала его разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области . На границе же нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области . Согласно лабораторным экспериментальным данным, в 1 м3 породы пласта может сорбироваться 2 — 5 кг ПАВ. Если , то при начальной концентрации ПАВ в закачиваемой воде согласно изотерме Генри 2=0,5/а. Отсюда . При и водонасыщенности в области s = 0,65 скорость фронта сорбции почти в 30 раз меньше истинной скорости движения воды в пористой среде. Физико-химические методы разработки нефтяных месторождений ПОЛИМЕРНОЕ И МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫ|Х ПЛАСТОВ Для уменьшения отношения вязкостей нефти и воды и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. В качестве такого полимера чаще всего применяют полиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы «цепляются» за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах поверхности пород. Полиакриламид выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующую концентрацию ПАА в воде: по гелю 1 — 5%, по твердому полимеру (в виде гранул или порошка) 0,08 — 0,4%. Вследствие высокой сорбции ПАА доводят его концентрацию до значения, при котором вязкость водного раствора этого полимера составила бы , ( — вязкость обычной воды). В этом случае фактор сопротивления R изменяется в пределах 5 — 10. Считается, водный раствор ПАА целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости . Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен также метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Этот метод получил название метода м и ц е л л я р н о - п о л и м е р н о г о заводнения. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Механизм переноса тепла в нефтяном пласте за счет конвекции имеет одну весьма важную особенность: зона с иной температурой, чем пластовая, т. е. охлажденная или нагретая перемещается в пласте со значительно меньшей скоростью, чем скорость движения воды в пористой среде. Это приводит к очень важному для разработки нефтяных месторождений эффекту, заключающемуся в том, что при закачке в пласт воды с температурой, отличающейся от пластовой, образующаяся при этом в пласте охлажденная или нагретая зона, в зависимости от отношения температуры закачиваемой воды к первоначальной пластовой, отстает от фронта вытеснения нефти водой. Таким образом, в случае вытеснения нефти из пласта водой с температурой , т. е. горячей водой, будет наблюдаться отставание теплового фронта от фронта вытеснения нефти. Нефть будет вытесняться сначала водой с пластовой температурой и только в зоне — горячей водой. Дополнительную нефть можно добывать спустя некоторое время, когда «передняя координата> нефтяного вала х, достигнет конца пласта ( ). При закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр. Если в пласт нагнетают насыщенный пар, то по мере удаления от нагнетательной скважины в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта и влияния теплопроводности в горизонтальном направлении сухость пара будет непрерывно уменьшаться, так что на определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду. Однако важно отметить, что температура в области насыщенного пара будет близка к постоянной — она изменяется только вследствие увеличения или уменьшения давления при фильтрации пара. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ИЗ НЕДР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ Исследования показали, что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам. Внутрипластовое горение, осуществляемое путем нагнетания в пласт только воздуха, получило в теории и практике разработки нефтяных месторождений название сухого внутрипластового горения. Внутрипластовое горение, осуществляемое путем закачки в пласт окислителя вместе с водой, получило название влажное горение. С увеличением водовоздушного отношения, область, где происходит окислительная реакция, расширяется. При этом влажное горение переходит в так называемое сверхвлажное горение. Методы внутрипластового горения, особенно влажное горение, имеют весьма существенное преимущество перед способом воздействия на нефтяные пласты путем закачки в них теплоносителей, заключающееся, во-первых, в том, что, по сути дела ликвиквидируются тепловые потери во время движения нагнетаемого в пласт вещества на поверхности и в скважинах и, во-вторых, высокотемпературная зона при внутрипластовом горении может быть продвинута на значительно большие расстояния в пласте, чем при закачке в пласт теплоносителей. Проектирование и регулирование разработки нефтяных месторождений Постоянно действующие геолого-технологические модели нефтяных и газонефтяных месторождений Под цифровой фильтрационной (гидродинамической) моделью (ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, Программный комплекс ФМ должен осуществлять Численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов Анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей Выбор мероприятий по регулированию процесса разработки Редактирование модели при внесении новых данных |