ккл. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта

• Название: Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
• Дата: 24.11.2020
• Размер: 1.14 Mb.
• Имя файла: MPNP.docx
• Тип: Исследование; #153332
• страница: 5 из 27

1.5. Испытание методов увеличения нефтеотдачи пластов

На период 1990 г. методы увеличения нефтеотдачи пластов испытывали на 176 месторождениях, включая 243 объекта разработки с начальными балансовыми запасами в 2,6 млрд .т. нефти , кроме того, завершили или прекратили работы по испытанию методов на 64 объектах (данные по более позднему периоду отсутствуют).

Более половины охваченных воздействием начальных запасов приходится на физико-химические и газовые методы. Удельные веса методов вытеснения нефти паром и внутрипластовым горением незначительны – 3,5;, 1,5% соответственно, от всех методов.

Соотношение маштабов и эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи (на 1990 г.) представлены в таблице 3.

Таблица 3.

Метод вытеснения	Охваченные воздействием балансовые запасы, доли единицы от суммарного	Добыча нефти за счет метода, доли единицы от суммарного
Паром Внутрипластовое горение Горячей водой Раствором ПАВ Серной кислотой Растворами полимеров Мицеллярными, щелочными растворами, СО2, и др.хим. реагентами Углеводородными газами Всего	0,03 0.02 0,42 0,20 0,16 0,03 0,07 0,07 1,0	0,29 0,05 0,16 0,08 0,11 0,17 0,04 0,09 1,0

Зарубежный опыт (для США) промышленного испытания методов повышения нефтеотдачи вследствии специфики условий ( организационных, геолого-физических и технических) отличается от отечественного. На период 1990г. маштаб и эффективность применения методов приведены в табл. 4.

Таблица 4.

Метод вытеснения	Охваченные воздействием балансовые запасы, доли единицы от суммарного	Добыча нефти за счет метода, доли единицы от суммарного
1.Паром (паровытеснение и парообработка) 2.Внутрипластовое горение 3.Горячей водой 4.Мицеллярными растворами 5.Полимерными растворами 6.Щелочными растворами 7. Углеводородными газами 8.Азотом 6.Дымовыми газами Всего	0,07 0.006 0,001 0,002 0,31 0,001 0,11 0,1 0,03 1,0	0,71 0,01 0,006 0,004 0,03 0,0 0,04 0,03 0,06 1,0

1.6.Критерии эффективного применения методов.

Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта.

Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований.

Обычно выделяются три категории критериев применимости методов:

Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие;

Технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т. д.);

Материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.);

Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев.

В таблице 5 приведено влияние свойств коллектора и флюидов на эффективность применения основных методов вытеснения нефти
Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения

нефтеотдачи пластов при заводнении.

Таблица 5.

Методы

Пластовая нефть

Вода

Коллектор

Условия залегания

Вязкость, мПа*с

состав

Насыщенность, %

Минерализа-ция, г/м3

неоднородность

проницаемость

Тип и хим.-физ св-ва.

Давление пл. МПа

Темпера-тура, С0

Толщинам

Заводнение с ПАВ*

До 50

Наличие асфальтенов и смол

До 30

До 0,2

Неоднородный, отсутствие трещин

10 и более

Глинистость не более 5-10%

-

Менее 90

До 15

Полимерное заводнение*

От 10 до 100

-

До 30

Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+

Неоднородный, отсутствие трещин

Более 100

Глинистость не более 5-10%

-

Менее 90

-

Мицеллярное заводнение*

До 10

-

До 70

Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+

Однородный

Более 100

Ограничен. содержание карбонатов

-

Менее 65-90

-

Щелочное заводнение

До 100

Наличие органических кислот

До 60

Содержание ионов Са2+ до 0,000025

Неоднородный, отсутствие трещин

Более 100

Глинистость не более 5-10%

-

-

-

Сернокислотное заводнение* Применение СО2*

1-30

Наличие ароматических соединений

До 30

-

Умеренно-однородный

Менее 500

Терригенный с содержанием карбонатов 1-2%

-

-

-

Применение СО2*: оторочки

До 50

Ограниченное содержание асфальтенов и смол

До 60

Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+

Неоднородный

5 и более

-

Выше давления насыщения

-

До 15 при пологом залеган., при крутом не огр.

Продолжение табл. 5

Методы

Пластовая нефть

Вода

Коллектор

Условия залегания

Вязкость, мПа*с

состав

Насыщенность, %

Минерализа-ция, г/м3

неоднородность

проницаемость

Тип и хим.-физ св-ва.

Давление пл. МПа

Темпера-тура, С0

Толщинам

Применение СО2: в сочетании с заводнением

До 50

Ограниченное содержание асфальтенов и смол

До 60

-

Неоднородный, отсутствие трещин

Более 50

-

Выше давления насыщения

-

-

Применение у.в. газа.* Газ высокого давления.

До 10

-

До 60

-

Однородный

5 и более

-

Выше давления насыщения

-

До 15 при пологом залеган., при крутом не огр.

Водогазовая смесь

До 50

-

До 60

Неоднородный, отсутствие трещин

Более 50

-

То же

-

-

Внутрипластовое горение*

До 100

Ограниченное содержание серы

До 50

-

Отсутствие трещин

Более 100

-

-

-

Более 3

Закачка в пласт пара

Более 50

Наличие лёгких компонентов

-

-

Умеренно-однородный

Более 100

-

-

-

Более 6

* Неблагоприятным фактором применения метода является трещиноватость пласта.