вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов. Технология увеличения нефтеотдачи пластов путем закачки теплоносителей (горячей воды, пара). Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти. Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор. В пласте теплопередача осуществляется двумя способами: конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счёт теплопроводности пористой среды). В результате этого в пласте формируется температурный фронт, который перемещается в направлении движения 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 кот-му движ-ся теплоносителя, но и окр-щих пород. Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения (теплоносителя), причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочил равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее. Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоносителя, а также от эффективности вытеснения нефти водой. При закачке пара также происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3—5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя. 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 неизотермических. 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. Закачка горячей воды и пара. Увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании воды достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения нефти и скелета пласта, а также интенсификации капиллярной пропитки. В результате увеличиваются подвижность нефти, фазовая проницаемость для нее и охват пласта вытесняющим агентом, создаются условия для вытеснения нефти из малопроницаемых целиков. В случае нагнетания пара к указанным факторам добавляется еще эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и переносе ее по пласту в парообразном виде. Глубина залегания продуктивного пласта имеет значение в том отношении, что с увеличением глубины растут потери тепла в стволе скважины. Эффективная толщина пласта влияет на потери тепла через кровлю и подошву: чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь и тем больше относительная величина тепловых потерь. При закачке горячей воды и пара потери тепловой энергии происходят при движении агента по стволу скважины, и при глубине более 1200 м температура его на забое приближается к пластовой, поэтому огромные энергозатраты на нагрев агента на поверхности с таким результатом становятся нецелесообразными. Особо важное значение имеет контроль за ходом процесса и его регулирование. В процессе нагнетания должны регулярно контролироваться: давление нагнетания, температура на устье нагнетательных и добывающих скважин, степень сухости теплоносителя, изменение дебитов нефти и воды, химический состав добываемой воды. Для закачки воды применяются водогрейные установки. При нагнетании пара оборудование состоит из паровых котлов, паропроводов, устьевого и внутрискважинного оборудования. Для получения пара используют стационарные и полустационарные паровые котельные, передвижные парогенераторные установки. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи. Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путём закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Этот метод получил название мицеллярно-полимерного заводнения. Особенностью мицеллярного заводнения является то, что для конкретных геолого-физических условий по вязкости нефти и другим параметрам в лабораторных условиях подбирается определенная композиция нескольких реагентов, последовательность их закачки, величина оторочек и концентрации. Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов является мицеллярный раствор. Технология извлечения нефти включает в себя: последовательную закачку в пласт предоторочки пресной или опресненной воды; оторочку мицеллярного раствора (основной элемент, способствующий наиболее полному извлечению нефти); буферную оторочку полимера и, наконец, воды, проталкивающей эти оторочки по пласту. Мицеллярные растворы представляют собой очень тонкие дисперсии углеводородов в воде или воды в углеводороде, стабилизированные специально подобранными смесями ПАВ. Закачка в пласт предоторочки пресной воды до закачки мицеллярного раствора предназначается для предотвращения разрушения и увеличения срока жизни мицеллярного раствора в пласте. Применяемый мицеллярный раствор для повышения нефтеотдачи пластов состоит из следующих основных компонентов: нефтерастворимого ПАВ, стабилизатор, углеводородного растворителя, солей. В качестве ПАВ используются алкилариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты и др. В качестве стабилизатора обычно используются спирты – изопропиловый, бутиловый, гексонол и др. (повышают растворимость ПАВ в воде, уменьшают их адсорбцию на породе.) В качестве УВ растворителя применяют керосин, газоконденсат, легкие фракции нефти т.п. Важной составной частью раствора является вода. Можно применять обычную пресную или пластовую минерализованную воду, но с заданной солёностью. Действие солей зависит в основном от природы и структуры ПАВ. Ионы могут стабилизировать мицеллы или разрушать их. Любой мицеллярный раствор может быть эффективен в довольно узком диапазоне минерализации вблизи оптимального значения. В общем случае после закачки пресной воды сначала в пласт закачивается оторочка ПАВ величиной 20 % от нефтенасыщенного объема пор концентрацией 5–10 %. Затем закачивается оторочка мицеллярного раствора величиной 2,5–5 % нефтенасыщенного объема пор. Позднее закачивается буферная оторочка полимерного раствора величиной от 40 до 100 %. В дальнейшем композиция, составленная из трех реагентов, продвигается по пласту закачиваемой пресной или технической водой, величина оторочки 1,5–2 объема пор пласта. При оторочке мицеллярного раствора в 2,5 % вытесняется 80 %, а при 5 % практически полный объем нефти и коэффициент нефтеотдачи достигает 100 %.  Применение полимерного и термополимерного воздействия на пласт. При большом соотношение вязкостей нефти и воды, приводит к снижению охвата пласта вытесняющим агентом. Добавка в воду высокомолекулярного полимера позволяет повысить вязкость воды и соответственно улучшить соотношение подвижностей нефти и воды и за счёт этого повысить нефтеотдачу. Существует два способа применения полимеров в процессах добычи нефти: 1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагн. скважин или обводнённых добывающих скважин за счёт блокирования зон высокой проницаемости. 2. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти при заводнении. В качестве добавок к воде могут использоваться несколько полимеров: ксантановая смола, гидролизованный полиакриламид (ГПАА), сополимеры (полимер, состоящий из двух и более типов мономеров, полиакриламид (ПАА), и др. Все промышленные полимеры попадают фактически в два класса: полиакриламидов и полисахаридов (биополимеры). В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, 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. Молекулярная масса полимеров порядка 106. В определённых условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свёрнутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы «цепляются» за зёрна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зёрнах поверхности пород. Для этого закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропластки, снижают тем самым скорость движения по ним воды, повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти водой из пропластков с более низкой проницаемостью. Основными факторами, снижающими технологический эффект от применения раствора полимера, являются высокая проницаемость пород, связанная с наличием в них крупных каналов фильтрации, а также значительная вязкость нефти, её активность на границах раздела фаз и гидрофилизация поверхности. Полимерное заводнение. Температура пласта должна быть не более 80-90°С, так как при большей температуре полимер разрушается. При проницаемости пласта менее 0,2 мкм² процесс трудно реализуем, так как размеры молекул оказываются больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул. В условиях повышенной солёности воды и большого содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми и их структура нарушается. Не эффективна при высоковязкой и сверхвысоковязкой нефти Сущность метода полимерного заводнения (ПАА) заключается в выравнивании подвижностей нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Нагнетание растворов полимеров в продуктивные пласты изменяет гидродинамические характеристики объекта разработки. В результате этого начинают работать пропластки, которые при обычном заводнении оказываются неохваченными процессом. Механизм действия полимерных растворов проявляется в снижении подвижности воды. Характер течения водных растворов полимеров в пористой среде может быть различным. Причем он определяется скоростью нагнетания, концентрацией полимера в растворе, температурой и фильтрационными характеристиками пород. Адсорбция полимера в пористой среде способствует повышению эффективности метода. Существенное влияние оказывают также катионообменные процессы и физико-химические свойства поверхности. Технология: заключается в последовательной закачки оторочки полимерного раствора в объеме 15-30 % от порового объема. концентрация ПАА в закачиваемом водном растворе равна 0,05 %; объем оторочки раствора – 50–100 %. В результате закачки раствора ожидается увеличение нефтеотдачи на 10–15 % (5–10 %) Закачка растворов ПАА проведена на Арланском, Орлянском, Ромашкинском, и др нефтяных местор. Технология ТПВ основывается на закачке в пласт нагретого до температуры 90°С раствора ПАА концентрацией 0,05–0,1%. Вязкость нагретого водного раствора полиакриламида составляет 1,5–2 мПас. Поскольку вязкость подогретого раствора невелика, он хорошо проникает, прежде всего, в трещины и другие высокопроницаемые зоны. При движении подогретого раствора по зонам высокой проницаемости прилегающие к ним низкопроницаемые зоны прогреваются за счёт теплопроводности. В результате в неохваченных вытеснением зонах пласта вязкость нефти снижается. Часть горячего раствора, в основном горячая вода пропитывает блоки, улучшает гидрофильность породы, увеличивает подвижность нефти и тем самым ведет к ее вытеснению. По мере продвижения по пласту водный раствор полимера остывает, вязкость его увеличивается, становится сопоставимой с вязкостью вытесняемой нефти. Коэффициент вытеснения увеличивается. Модификацией рассмотренной технологии является циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие. В пласт закачиватся теплоноситель (горячая вода, пар), затем холодный водный раствор ПАА. Производится несколько циклов последовательной закачки теплоносителя и полиакриламида. (технология чередования закачки горячей воды и полимерного раствора) в наибольшем масштабе и довольно успешно применялась на Мишкинском месторождении, содержащем нефть вязкостью 78 мПа*с Вытеснение нефти из пласта растворителями. Одним из методов увеличения нефтеотдачи является вытеснение нефти из пласта путём нагнетания в пласт растворителей (спиртов, бензола, жидкого пропана и т. д.). Сущность технологии заключается в том, что в пласте создаётся оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешёвым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает её из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытесняющего агента. Например, при использовании в качестве вытеснителя жидкого пропана оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. По данным лабораторных опытов при вытеснении нефти, например, жидким пропаном нефтеотдача приближается к 100%. Это можно объяснить отсутствием поверхностей раздела между нефтью и вытесняющей её жидкостью, а следовательно, и капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти. Эффективность процесса во многом зависит от параметров пласта и условий вытеснения, определяющих закономерности движения оторочки растворителя – соотношения вязкостей нефти и вытесняющей жидкости, длины пласта и степени однородности его физических свойств, скорости вытеснения и т. д. Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и растворителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гравитационных языков. Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения её оплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для различных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. При практическом осуществлении процесса размеры оторочки колеблются от 4 до 12% объёма порового пространства. Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении нефти по схеме «жидкий пропан – газ» увеличение давления в пласте приводит к более полному её извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью. Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Лёгкие нефти эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся с водой и с нефтью, например, спирт. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. В этом случае легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объёмы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому более перспективен процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода – растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остаётся не вытесненным в обводнённой зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях. Применение растворителей может быть эффективным при разработке залежей высоковязкой нефти. Ниже приведены результаты экспериментальных и промысловых исследований эффективности применения растворителей для увеличения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и выбор оптимального размера оторочки растворителя при различных температурах пласта. При реализации метода вытеснения нефти растворителями в пласт закачивается оторочка растворителя определённых размеров, которая смешивается с нефтью . Затем эта оторочка перемещается по пласту каким-либо рабочим агентом: водой, газом или их смесью. По мере перемещения по пласту оторочка «чистого» растворителя будет сокращаться в размерах за счёт смешения с нефтью на передней границе и вследствие неполного вытеснения ее проталкивающим агентом. Поэтому существует некоторый оптимальный размер оторочки, позволяющий с наименьшими затратами растворителя получить наибольшую нефтеотдачу. Дисциплина 6 Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти |