вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
56. Повышение нефтеотдачи пластов на основе закачки ПАВ. Механизм процесса. ПАВ способствуют увеличению коэффициента вытеснения. ПАВ обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород. Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти.Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.Наиболее типичные представители различных классов ПАВ, применяемые в нефтяной промышленности следующие: анионоактивные ПАВ - алкилсульфонаты, алкилсульфаты; катионоактивные ПАВ - алифатические амины, производные имидазолинов; неиногенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы.Поскольку пластовые воды содержат большое количество хлоридов щелочно-земельных металлов (в основном кальция и магния), при использовании их для заводнения рекомендуется применять неионогенные ПАВ, которые в отличие от анионоактивных ПАВ не вступают в химическое взаимодействие с солями щелочно-земельных металлов, обладают достаточно высокой активностью, меньшей адсорбируемостью на поверхности пород. Коэффициент нефтеотдачи увеличивается не более чем на 2-5 % . Технология закачки водного раствора ПАВ:-долговременное дозирование , концентрация 0,05% закачка специальными насосами- разовая закачка концентрированных ПАВ 5-10% 1-закач вода 2-оторочка полимера 3- оторочка ПАВ 4- движение нефти Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 25 мПа*с), температуре более 70 градусов так как разрушается ПАВ, при высокой обводненности пласта, свыше 70 %, в неоднородных пластах. Также надо учитывать что Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. ПРИМЕНЯЛИ николо-березовская площадь арланского месторождения. Механизм действия: 1. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения, в пласте. Рис - Ориентирование адсорбированных из водного раствора молекул ПАВ 2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы. 3. Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это, увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды. 57. Методы теплового воздействия на пласт, критерии применимости. Преимущества и недостатки. Тепловые МУН(для тех кто не допрет - методые увеличения нефтеотдачи) - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). 1)Пароциклические обработки скважин Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов). Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка - в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) - величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта. На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется. 2) Прогрев призабойной зоны скважин Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м. При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса. Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. После его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления. Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности. 3) Вытеснение нефти перегретым паром Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м3. Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более. Недостатки метода: 1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами. 2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов - снижением проницаемости. 3. При глубине больше 1000 м происходит потеря теплоты до 45% 4) Внутрипластовое горение Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода. Процесс внутрипластового горения (ВГ) - способ разработки и метод повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности. Это сложное, быстро протекающее превращение, сопровождаемое выделением теплоты, используется для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в основном на залежах нефти с вязкостью более 30 мПа•с. Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества термических методов - вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящею в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу. Диапазон применения ВГ очень широк: на неглубоко залегающих месторождениях и на значительных глубинах Различают два основных варианта внутрипластового горения - прямоточный и противоточный. Прямоточное внутрипластовое горение - это процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространение фронта горения происходит в направлении вытеснения нефти - пт нагнетательной скважины к добывающей. Скорость движения фронта горения регулируется типом и количеством сгоревшей нефти и скоростью нагнетания воздуха. Если же повышают температуру призабойной зоны добывающей скважины и очаг горения возникает в ее окрестности, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти. Такой процесс называется противоточным горением. Он используется, как правило, только в том случае, если невозможно осуществить прямоточный процесс горения, например на залежах с неподвижной нефтью или битумом. Вообщем недостатки метода: 1. Ограничение глубиной - до 1500 м. 2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин-дублеров для раздельной подачи воздуха и воды. 3. Неравномерное выгорание пласта изменяет его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких-либо методов извлечения нефти. КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИEdit 5)Термоакустическая обработка Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры совмещают с акустической. Волновое поле, создаваемое акустическим излучением способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия достигает 8 метров. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора, секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле. 6)Термохимическая обработка Термокислотное воздействие – двухэтапный процесс. Первый этап – термохимическая обработка, а второй – обычная (или под давлением) солянокислотная обработка. Термохимическое воздействие на прискважинную зону – процесс подачи на забой скважины соляной кислоты, нагретой в результате взаимодействия с металлом. В качестве реагирующего с НСl обычно используют магний или его сплавы (МЛ-1, МА – 1 и др.), которые в специальном наконечнике устанавливают в обрабатываемом интервале. Эти виды обработок используют на объектах, где обычные соляно-кислотные обработки(СКО) малоэффективны, например, вследствие слабого протекания химических реакций в холодной среде. Совместное действие температуры и кислоты очень эффективно в скважинах с отложением парафина и асфальто-смолистых веществ, в доломитизированных слабопроницаемых коллекторах и т.д. Термохимическое воздействие применяют в скважинах с открытым забоем и при невысокой пластовой температуре дл 400 С. На практике рекомендуется соотношение 70 – 100 л 15 % - ной HCl на 1 кг Mg. При этом температура на выходе из наконечника будет около 75-95 0С, а остаточная концентрация HCl 11-12 %. Термохимическая обработка особенно эффективна при наличии в составе нефти парафина, смол и асфальтенов, закупоривающих поры продуктивного пласта в прискважинной зоне. Обычно в перфорированной части пласта на НКТ устанавливают контейнеры (реакционные наконечники) различной конструкции, заполненные магнием в виде стержней. Обрабатываемый интервал отпакеровывается и через контейнер производят закачку соляной кислоты. Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой толщине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диаметром 30 мм. Для повышения эффективности процесса применяют магний в виде гранул или стружки. 58. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи Мицеллярные растворы (МР) представляют собой коллоидные системы из углеводородной жидкости и воды, стабилизированные смесью ПАВ. У мицеллы с нефтяной основой на поверхности находятся молекулы воды, у мицеллы с водной основой – молекулы нефти, составляющие внешние фазы мицеллярных растворов. Состав мицеллярных растворов: 1) вода(пресная). 2) УВ соединения (нефть, керосин, газоконденсат).3) ПАВ. Они обеспечивают стабильность эмульсий и низкие межфазные натяжения,способность образовать быстро новую молекулу. 4) электролит. Добавляют для изменения вязкости мицеллярных растворов (NaCl ,(NH4 )2SO4).5) стабилизаторы (спирт). Служат для стабилизации раствора, регулирования вязкости. По цвету мицеллярные растворы: прозрачные, полупрозрачные и зависят от цвета нефтепродуктов. Механизм процесса. Из-за того, что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду по механизму близкому к поршневому вытеснению. Регулирование вязкости мицелярного раствора позволяет регулировать подвижность жидкостей на фронте вытеснения. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются, образуется вал нефти, а за ней – зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения оторочки МР вслед за ним в пласт закачивают полимерный раствор, а затем воду. Нефтяной вал вытесняет только нефть, пропуская через себя воду. МР, следующий за водяным валом, увлекает оставшуюся от нефтяного вала нефть и вытесняет воду.Технология:Экспериментально установлено что обьем оторочки 3-5 % обьема порового пространства и 40-50% обьема пор буферная оторочка. Область применения МР: В песчаниках, в карбонатах неэффективны, пласты без высокой неоднородности и трещиноватости, проницаемость лучше более 0,05 мкм2, содержание солей кальция и магния минимально, вязкость нефти до 15 мпа*с иначе дорого увеличивать вязкость мицеллярного раствора. Обладает высокой стоимостью и сложности реализации технологии, почти полный отмыв нефти приводит к увеличению ыазовой проницаемости по воде за фронтом вытеснения, ухудшая соотношение подвижностей нефти и вытесняющего агента |