Методы нефтеотдачи на месторождениях нефти. Методы нефтеодачи Реферат. Методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

• Название: Методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
• Анкор: Методы нефтеотдачи на месторождениях нефти
• Дата: 16.02.2023
• Размер: 2.17 Mb.
• Имя файла: Методы нефтеодачи Реферат.rtf
• Тип: Реферат; #940400
• страница: 1 из 2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ИНГУШСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО


Реферат

на тему «Методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов»
Выполнил студент___________ ___________________

Номер группы Ф.И.О.

2022г.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение…………………………………………………………………….3

1. Методы теплового воздействия на пласт………………………………..5

2. Газовые метооды…………………………………………………………..9

3. Химические методы……………………………………………………...16

4. Физико-химические методы……………………………………………..19

5. Гидровлический разрыв пласта………………………………………….26

6. Заключение………………………………………………………….…….46

7. Список литературы……………………………………………..………...48

Введение
Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

1. Методы теплового воздействия на пласт

нефть пласт химический призабойный

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу (рис. 3.11). С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.

При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхностных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250 - 650 млн. кДж/сут.

Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн. кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ. Для снижения потерь теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопроводность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2 - 3 % от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3 - 5 % прн закачке пара на каждые 100 м длины ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000 - 1200 м и для пара 700 - 1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермическнх. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. В первой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи.

Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие легких компонентов и пр.).

Кроме того, на практике замечены увеличение и последующая стабильность приемистости нагнетательных скважин при закачке горячей воды. Однако при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблюдаться и снижение приемистости.
2. Газовые методы

Газовый метод может осуществляться контактным ( его иногда называют способом порошков, поскольку диффундирующий элемент и остальные компоненты насыщающей смеси задаются в виде порошков) и неконтактным способами. При контактном способе газовая фаза генерируется в непосредственной близости от насыщаемой поверхности в результате взаимодействия частиц порошка диффундирующего элемента ( находящегося в свободном или связанном состоянии) с одним из газообразных галогенов или галоидных газов; при неконтактном - газовая фаза генерируется на значительном расстоянии от насыщаемого объекта и его поверхность не вступает в непосредственный контакт с диффундирующим элементом, находясь только в окружении чистой газовой фазы, которая содержит галогенид этого элемента.

Газовый метод хотя и проще ( не требует предварительного получения карбоната аммония), но имеет недостатки, заставившие отказаться от него и перейти на жидкостный. Наиболее существенный недостаток: образование мелких игольчатых кристаллов карбоната кальция, которые значительно хуже отфильтровываются и промываются, чем крупные пластинчатые кристаллы, образующиеся при жидкостном методе. Газовый метод проще жидкостного (не требуется предварительное приготовление карбоната аммония), но имеет недостатки, которые заставили отказаться от него и перейти на жидкостный метод. Недостатками газового метода являются: периодичность процесса и большой расход двуокиси углерода. При газовом методе образуются мелкие игольчатые кристаллы СаСО3, которые значительно хуже фильтруют и промываются, чем крупные пластинчатые кристаллы, образующиеся при жидкостном методе. Существенным недостатком газового метода является также то, что для отвода реакционного тепла необходимо устанавливать холодильники для охлаждения пульпы в реакторах и требуется сернокислотная промывка отходящих газов из реакторов. При жидкостном методе отвод реакционного тепла осуществляют циркуляцией через холодильники чистого раствора карбоната аммония, и необходимости в сернокислотной промывке газов нет.

Газовый метод анализа представляет собой определение отдельных газов в газовых смесях при пропускании их через специальные реактивы, способные поглощать те или иные газы.

Недостатками газового метода являются: периодичность процесса и большой расход двуокиси углерода.

Доля газовых методов повышения нефтеотдачи неуклонно возрастает. Основной проблемой при применении газа в качестве вытесняющего агента является процесс развития вязкостной неустойчивости, приводящий к быстрому прорыву газа к добывающим скважинам. Одним из способов увеличения эффективности данного процесса является внутрипластовая генерация пены, которая в пористой среде сильно снижает подвижность газовой фазы, выравнивая тем самым фронт вытеснения и увеличивая полноту извлечения нефти. Однако на сегодняшний день физика процесса воздействия пены на газовый поток остается малоизученной, что препятствует созданию адекватных численных моделей фильтрации таких систем.

При газовом методе нагрев изделия для закалки производится пламенем от газовой горелки, обычно кислородно-ацетиленовой.

Область испытания газовых методов по типу коллекторов, их проницаемости и стадии разработки весьма широка, а диапазон вязкости ограничен до 15 мПа с. Полученные результаты свидетельствуют о его эффективности.

Снижение эффективности газовых методов разработки вследствие неблагоприятного соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз можно, в определенной степени, устранить при совместном нагнетании в пласт газа и воды. При этом газ будет, в первую очередь

При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значение.

При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значений.

Проведен анализ следующих газовых методов интенсификации притока высоковязких нефтей: смешивающееся вытеснение и несмешивающееся вытеснение ( закачка углекислого газа и азота, сухого газа), водогазовое воздействие. Определены критерии эффективности применения и ограничения газовых методов увеличения нефтеотдачи.

Перспективными также являются газовый метод хромирования в средах Н2 НС1, Н2 HF, СгС12 Н2 и циркуляционный метод, при котором перенос диффундирующего элемента на обрабатываемую поверхность осуществляется в замкнутом газопроводе с регулируемым перепадом температур. Это позволяет восстанавливать газовую среду за счет обратимых химических реакций и многократно использовать ее в течение всего технологического цикла.

Наиболее широко применяют газовый метод диффузионного хромирования, осуществляемый контактным способом ( в порошках), содержащих хром ( феррохром) и активные добавки в виде галогенидов аммония. Простота метода способствует его широкому применению.

Наибольший эффект применения газовых методов достигается при вытеснении недонасыщенных нефтей, у которых давление насыщения намного ниже пластового. Применение газоводяных смесей или азота наиболее эффективно на месторождениях, содержащих нефть вязкостью до 10 мПа с. Содержание в нефти асфальтосмолистых веществ при использовании С02 должно быть минимальным, по крайней мере не выше 10 %, так как они выпадают в осадок и не могут быть добыты из пласта. Проницаемость коллектора при этом снижается, что может уменьшить приемистость нагнетательных скважин и затруднить фильтрацию в пласте.

Наиболее широко среди газовых методов увеличения нефтеотдачи за рубежом применяется нагнетание в пласт диоксида углерода. С одной стороны, это объясняется его сравнительной дешевизной. Обычно он дешевле обогащенного газа. При наличии природных залежей углекислого газа, близко расположенных к нефтяному месторождению, этот агент оказывается дешевле метана. Более того, в отличие от углеводородных газов диоксид углерода не представляет самостоятельной ценности как топливо, поэтому со снижением цен на нефть на мировом рынке снижается и стоимость углекислого газа.

Пока эти попытки усовершенствования газового метода ограничиваются в основном лабораторными исследованиями, однако полученные результаты позволяют надеяться и на их промышленное использование.

Контактный способ парофазного или газового метода диффузионного насыщения наиболее прост, не требует специального оборудования, обеспечивает достаточно высокое качество покрытий и легко может быть осуществлен в производственных условиях. Насыщаемые изделия помещают в порошковую смесь, которой заполняют контейнер, изготовленный сваркой или литьем из обычной или, лучше, жаростойкой стали. Размеры и форма контейнеров определяются видом обрабатываемых изделий с учетом максимально быстрого и равномерного прогрева насыщающей смеси и изделий. При упаковке изделий в контейнер расстояние между ними, а также между изделиями и стенкой контейнера выбирают таким образом, чтобы в оставшихся промежутках поместилось достаточно насыщающей смеси для получения равномерного покрытия нужной толщины. Обычно это расстояние составляет не менее 15 - 20 мм. Перед упаковкой изделий на дно контейнера насыпают слой смеси толщиной 20 - 25 мм; между слоями изделий толщина засыпки составляет от 5 до 10 мм в зависимости от их габаритов и профиля. Толщина последнего ( верхнего) слоя смеси составляет не менее 30 - 40 мм. Засыпаемую в контейнер смесь слегка утрамбовывают встряхиванием или ударами деревянного молотка по стенкам контейнера. Герметизацию контейнера осуществляют различными приемами.

Цементацию чаще всего производят газовым методом. Цементация происходит при температуре 930 - 970 С вследствие протекания реакций: СН4 - - 2Н2 С.

Поверхность металлов насыщается углеродом обычно газовым методом, причем элементом-транспортером углерода служит водород или кислород.

В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых методов повышается с уменьшением толщины пласта.

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30 - 70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода ( СО2) и мицеллярными растворами.

Экологический аспект присутствует при рассмотрении и газовых методов, и заводнения, но в первом случае позиция намного предпочтительнее, особенно у азотной технологии.

Жидкостный метод имеет технологические преимущества по сравнению с кратко описанным выше газовым методом: обслуживание и контроль процесса проще, производительность аппаратуры выше и скорость конверсии в 2 - 3 раза больше.

В работе, при разработке новой технологии, использован эффект газлифта существующих газовых методов воздействия на газожидкостную смесь и явление дегазации газожидкостной смеси при акустическом методе воздействия.

При всех методах консервации котлоагре-гатов должна обеспечиваться полная герметичность арматуры; при сухом и газовом методе он должны отделяться от работающих агрегатов заглушками.

Следует отметить одну важную закономерность, которая заключается в том, что эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается по мере ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Учитывая проведенные многочисленные исследования, доказывающие снижение эффективности циклического заводнения при росте обводнения, рекомендуется поэтапное внедрение газовых методов ПНП, которые нашли широкое применение в мировой практике добычи нефти.

Рассмотрим гидродинамические модели физико-химических и термических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Моделирование газовых методов (вытеснение углеводородными или неуглеводородными газами) достаточно хорошо изучено и, по существу, проблема состоит в основном в технико-экономической целесообразности процесса в условиях различных месторождений. Что касается микробиологических гпм-цессов, основой которых является воздействие на пластовый флюид специально закачиваемыми микроорганизмами, то гидродинамические модели начинают лишь создаваться. Большое внимание уделяется механизму этого процесса. леводородных растворителей.
3. Химические методы
В последние годы химические реагенты широко используются в качестве составных частей и в комплексе с механическими (гидроразрыв пласта (ГРП), виброобработка, торпедирование) и тепловыми методами воздействия на призабойную зону. Их использование позволяет расширить область применения и повысить эффективность этих широко применяемых методов.

Рассмотрим современные пути использования химических реагентов для повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти.

Как известно, повышение производительности скважин при ГРП происходит за счет увеличения фильтрационных характеристик пласта в результате образования новых и увеличения степени раскрытия имеющихся трещин.

Промышленное внедрение ГРП было начато в середине 50-х годов. В настоящее время ГРП применяется на большинстве месторождений страны с целью интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин. По данным [1], этим методом ежегодно обрабатывается до 2500 скважин. ГРП осуществляется нагнетанием в ПЗП рабочей жидкости и подачей в образовавшиеся трещины кварцевого песка.

Существует ряд геолого-физических условий, ограничивающих применение ГРП. Низка эффективность ГРП в рыхлых коллекторах. Как правило, не происходит увеличения коэффициента охвата в неоднородных коллекторах, так как в условиях неоднородности разрабатываемых продуктивных горизонтов энергия разрыва поглощается в основном высокопроницаемыми прослоями. Малоэффективно во многих случаях повторное проведение ГРП. Неэффективен ГРП на многих месторождениях Западной Сибири [25], так как особенности пород-коллекторов Западной Сибири, в частности их высокая глинистость, ограничивает применение методов, связанных с использованием рабочих жидкостей на водной основе.

На месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости и с высокой температурой их кристаллизации в ПЗП в результате нарушения термодинамического равновесия на поверхностях пор и трещин формируются слои из парафиновых и асфальтосмолистых веществ. При проведении ГРП закачанный в трещины песок продавливается в слой отложений этих веществ и они, выдавливаясь, заполняют вновь созданное поровое пространство. Кроме того, недостаточная эффективность ГРП на месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости обусловлена охлаждением нефтенасыщенных участков пласта холодными рабочими жидкостями, которые вновь кольматируются высокомолекулярными компонентами нефти. Поэтому особые требования предъявляются к жидкостям разрыва и песконосителя.

В качестве рабочих жидкостей для ПЗП добывающих скважин используют нефть, эмульсию и специальные жидкости, для ПЗП нагнетательных — закачиваемую воду, раствор сульфитно-спиртовой барды (ССБ), воду с добавками ПАВ, полимеров и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).

В настоящее время рецептура жидкостей разрыва расширяется, в зависимости от различных геолого-физических условий и состава нефти используют мицеллярные растворы, сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на .основе полимерных материалов, вводят компоненты, предупреждающие набухание глин.

Использование, например, в качестве рабочей жидкости раствора поли-акриламида (ПАА) имеет следующие преимущества:

1) более высокую вязкость, что создает трещины значительной протяженности;

2) более высокую пескоудерживающую способность;

3) способность образовывать защитный гидрофильный слой на стенках подземного оборудования, что снижает гидравлические потери и повышает КПД глубинно-насосных установок.

Применение в качестве жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости 0,1— 0,2%-ного водного раствора ПАА в НГДУ "Надворная нефтегаз" позволило на одну скважино-операцию дополнительно добывать 764,5 т нефти [78].

Химические реагенты широко используются и при гидропескоструйной обработке (в качестве рабочей жидкости используют растворы соляной кислоты и ПАВ).

Наибольшее внимание как в нашей стране, так и за рубежом в последние годы уделяется тепловым методам повышения нефтеотдачи пласта и увеличения текущего дебита скважин. Они основываются на том, что нагрев нефтеносного коллектора и заполняющей его жидкости ведет к снижению вязкости пластовой нефти, растворению выпавших в пласте асфальтосмолистых и парафиновых отложений, что создает лучшие условия для более полного вытеснения нефти из пор коллектора и очистки призабойной зоны.

Тепловые воздействия на нефтяной коллектор осуществляются различными способами — закачкой в пласт горячей воды, пара, созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ). Среди тепловых методов воздействия на пласт преимущественное развитие получила закачка пара для увеличения конечной нефтеотдачи пласта.

Тепловое воздействие на призабойную зону можно осуществлять, используя электропрогрев, огневые горелки, паропрогрев, закачку горячей воды, горячей нефти, термогазохимическое воздействие. Опыт применения тепловых методов широко описан в отечественной и зарубежной литературе [47,62,72,76,79,81].

Применение тепловых методов также связано с рядом ограничений — потерями тепла в стволе скважины, потерями тепла в кровлю и подошву пласта [62]. Применение тепловых методов ограничивается также свойствами пластовых нефтей.

При проведении тепловых обработок необходимо учитывать возможность закупорки дренажных каналов застывающей нефтью после повышения температуры ПЗП [83] (выпадение асфальто-смолистых веществ (АСВ), парафинов, кристаллов солей).

Увеличение обводненности нефти увеличивает интенсивность выпадения твердой фазы. При температуре 100—120 °С происходит выпаривание воды, которая в основном определяет подвижность эмульсии.

После тепловых обработок на освободившейся от отложений фильтрационной поверхности пор призабойной зоны начинают интенсивно откладываться парафиновые компоненты нефти до наступления равновесия между взвешенной и осевшей твердой фазами. Экспериментальными исследованиями показано также [72], что смолообразование при нагревании углеводородной части нефти в пористой среде идет столь же эффективно, как и в кислородной, в том случае, если в углеводородах в заметных количествах присутствует сера. Такое явление может возникнуть и при различных тепловых методах обработки ПЗП на месторождениях с сернистой нефтью.

Эти нежелательные эффекты могут устраняться при комплексном использовании тепловых методов с химическими обработками ПЗП скважин. Например, эффективность тепловых методов повышается при сочетании тепловых методов с обработкой растворителем. При добавлении к нефти растворителя увеличивается коэффициент вытеснения нефти водяным паром [75].
4. Физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта
Наиболее широко химические реагенты используются в собственно химических методах воздействия: кислотных обработках, обработках ПЗП растворами ПАВ и ПАА, мицеллярными растворами, растворителями. В табл. 1 приведены некоторые составы, используемые для обработки призабойных зон (ОПЗ),

Кислотные обработки применяются в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе их освоения, для увеличения производительности (приемистости) скважин, для очистки призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды. В качестве базовых химических реагентов используют соляную и плавиковую кислоты, а также уксусную, сульфаминовую, серную кислоту, смеси органических (оксидат) и неорганических (глинокислота НС1 + + HF) кислот.

Широкое использование кислотных обработок началось в 50-е годы для освоения и увеличения приемистости девонских нагнетательных скважин в Башкирии и Татарии [31, 84].

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт вещество через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих глав настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти. Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы от дельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях. Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев. Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта. Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно

проникает вода, вытесняя нефть. В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта. Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими. Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами