реферат минеке. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.03 Mb.
|
33. Область эффективного применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.Современные способы увеличения нефтеотдачи пластов можно разделить на следующие группы: 1) гидродинамические методы; 2) физико-химические; 3) методы смешивающегося вытеснения; 4) тепловые методы. Особенностью гидродинамических методов является то, что для их осуществления не требуются дополнительные затраты и, то, что они хорошо сочетаются с существующей системой разработки. Другие методы должны применяться после полного использования гидродинамических методов. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов. При применении данных методов не изменяется система расстановки добывающих и нагнетательных скважин и не используются дополнительные источники энергии, вводимые в пласт с поверхности для вытеснения остаточной нефти. Эти методы направлены на увеличение ηвыт и ηохв. Как правило, эти методы основываются на увеличении градиентов давления и представляют собой дальнейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и поэтому не требуют существенного изменения ее. К гидродинамическим методам увеличения нефтеотдачи относят: 1) обоснованный выбор сетки скважин и режимов работы скважин, давления на забое нагнетательных и добывающих скважин; 2) перенос фронта нагнетания; переход от одной системы воздействия к другой (от контурного заводнения к площадному); 3) форсированный отбор жидкости; Форсированный отбор жидкости - наиболее освоенный метод увеличения нефтеотдачи, заключающийся в последовательном увеличении отборов продукции скважин. Он применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают из-за увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, так как при этом вовлекаются в разработку участки пласта и пропластки, не охваченные заводнением, а также происходит отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Проводить форсированный отбор следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30- 50%, а затем в 2 -4 раза. Предельное значение увеличения отбора зависит от способа эксплуатации скважин. Для осуществления данного метода необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта. 4) циклическое заводнение. Циклическое заводнение основано на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Данный метод эффективен на месторождениях где применяется обычное заводнение. В неоднородных пластах его эффективность выше, чем обычного заводнения. Технология данного метода заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скважин. Продолжительность циклов составляет 4-10 суток и увеличивается по мере удаления фронта вытеснения до 75-80 суток. 5) изменение направления фильтрационных потоков (это достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами); В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются неохваченными активным процессом вытеснения нефти водой. Размеры и местоположение зон, не охваченных заводнением, зависят от неоднородности пластов, от расстановки добывающих и нагнетательных скважин, а также от забойных давлений в скважинах и отбора (закачки) жидкости из них. Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта нужно изменить общую гидродинамическую обстановку в нем. Это достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, применения очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотдачи. В отличие от циклического заводнения метод перемены направления фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих и нагнетательных скважин. Физико-химические методы. Физическая основа этих методов заключается в том, что химические реагенты снижают межфазное натяжение σ на границе "нефть - химический реагент". Некоторые химические реагенты снижают вязкость нефти μн и увеличивают вязкость воды μв. К физико-химическим методам увеличения нефтеотдачи относят: 1) заводнение растворами ПАВ; Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах "нефть - вытесняющая жидкость" и "нефть - порода". Для реализации данного метода не нужна существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления. Систему ППД дополняют узлом подготовки раствора ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от породы обеспечивается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами, что приводит к образованию вала неактивной воды непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора. Закачка растворов ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в породе. Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижается с увеличением обводненности пласта. Поэтому лучше всего применять данный метод с самого начала заводнения пласта. 2) заводнение растворами полимеров; Сущность метода заключается в выравнивании подвижности нефти (k/μН) и вытесняющего агента (k/μВА) для увеличения охвата пласта воздействием. Это можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента (μВА) при добавлении полимеров. Так как при заводнении приходится нагнетать огромные количества воды, то с целью экономии полимера применяют технологию заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим её продвижением обычной водой. При этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый раствором. Данный метод достаточно эффективен по сравнению с обычным заводнением для высоковязких нефтей, однако при очень высокой вязкости нефти (0,1 Па∙с и более) эффективность метода снижается. Кроме того, использование полимерного заводнения ограничивается проницаемостью и пластовой температурой: рекомендуется при проницаемости свыше 0,1 мкм2 и пластовой температуре менее 90 оС (при более высокой температуре может происходить деструкция (разрушение) молекул полимера с изменением свойств раствора). Немаловажную роль при подборе полимера играет химический состав пластовой воды. При смешивании полимерного раствора с минерализованной водой может происходить разрушение структуры полимерного раствора. В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, часто применяют полиакриламид (ПАА). 3) заводнение мицеллярными растворами. Мицелярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Данный метод основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой. Мицеллярные растворы – это особые коллоидные системы, состоящие из углеводородных жидкостей, воды, стабилизатора, ПАВ, спиртов. Они позволяют уменьшить межфазное натяжение на границе "нефть – вода" до 30%. Поэтому обладают высокой эффективностью вытеснения. В качестве УВ жидкости (50-70%) можно использовать сжиженный газ, керосин, сырую легкую нефть. Вода (20-35%) является важной составной частью раствора. Можно использовать обычную пресную воду, пластовую минерализованную или обработанную специальным образом воду, но с заданной соленостью и определенным солевым составом. В качестве ПАВ (8-10%) обычно используют водонефтерастворимые вещества, могут применяться композиции различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. В качестве стабилизатора (2-3%) обычно используются спирты - изопропиловый, бутиловый, гексанол и др. Заводнение с использованием мицеллярных растворов - более сложный и дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение. Для применения данного метода следует выбирать объекты с высокой начальной нефтенасыщенностью. Вязкость пластовой нефти должна быть невысокой, так как при этом обеспечивается равномерное перемещение раствора по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных растворов создается оторочка из раствора, которая в последующем проталкивается водой. |