курсовая. каражанбас. Важной задачей, стоящей перед нефтяниками страны, является наиболее полное использование нефтяных ресурсов недр
 Скачать 114.07 Kb.
|
|
Введение Актуальность работы Важной задачей, стоящей перед нефтяниками страны, является наиболее полное использование нефтяных ресурсов недр. При современных способах разработки нефтяных месторождений более половины начальных геологических запасов нефти остаются не извлеченными из пласта. По данным, опубликованным в технической литературе, среднее значение конечной нефтеотдачи пластов месторождений мира составляет 34-36 %. Освоение и разработка таких месторождений связана с крупными инвестициями, часто практически невозможными в силу определенных экономических ситуаций. При существующих ценах и уровне рентабельности добычи нефти основным источником углеводородного сырья остаются уже разрабатываемые объекты, в большинстве своем вступившие в позднюю стадию разработки. Технологии управления реологическими свойствами высоковязких нефтей включает в общем случае шесть видов воздействия на нефть и ее смеси. Основным способом добычи нефти из скважин, осложненных влиянием высокой вязкости, является глубинно-насосный способ. Это объясняется во первых малой дебитностью скважин, во вторых тем, что применение других известных способов добычи нефти на малодебитных скважин из за аномальной вязкости экономически не эффективно. В настоящее время при обосновании системы разработки часто не учитывается, что природное ресурсы углеводородного сырья не беспредельны, а на поиски и освоение каждого месторождения и увеличение добычи нефти на каждую тонну расходуется все больше и больше сил, средств и времени. В связи с этим разработка теоретических основ увеличения конечной нефтеотдачи пластов и ограничения добычи попутной воды при разработке месторождений на поздней стадии имеет важное народнохозяйственное значение. Как показал опыт разработки нефтяных месторождений заводнением, прорыв закачиваемых вод в неоднородных пластах приводит к преждевременному обводнению добываемой жидкости и прекращению вытеснению нефти из малопроницаемых объемов пласта. Одной их главных задач повышения эффективности заводнения при этом является создание благоприятных условий для использования энергии закачиваемой воды для вытеснения нефти из малопроницаемых зон путем ограничения движения воды в промытых зонах коллектора. Для ограничения добычи попутной воды и увеличения конечной нефтеотдачи неоднородных пластов в настоящее время получили широкое применение так называемые осадкогелеобразующие технологии, позволяющие управлять фильтрационными потоками в заводненных объемах пласта. Обзор работ в области применения технологий ограничения водопритоков и снижения объема попутно-добываемой воды показывает не только заметные успехи в данном вопросе, но и в большей степени очерчивает круг проблем, связанных с поиском водоизолирующих составов на основе экологически безопасных продуктов, доступных и дешевых реагентов, обладающих регулируемым временем осадкогелеобразования. 1 Теоретическая часть 1.1 Основные сведения о месторождении Каражанбас Республика Казахстан является одним из крупнейших нефтегазодобывающих государств мира, обладающих значительными запасами углеводородного сырья. Разведанные на территории страны запасы нефти и газового конденсата составляют 2,9 млрд. тонн, газа —1,8 трлн.м (без учета ресурсов морских месторождений), а прогнозные ресурсы нефти и конденсата на суше и шельфе Казахстана оцениваются в 12—13 млрд.тонн. На территории Мангистауской области Западного Казахстана сосредоточено около четверти извлекаемых запасов нефти страны. Большая часть месторождений характеризуется сложным геологическим строением, а запасы высоковязкой нефти относятся к категории трудноизвлекаемых. Эксплуатация таких месторождений при традиционных методах добычи нефти позволит извлечь лишь 5—7% геологических запасов с низкими технико-экономическими показателями. Поэтому в разработку вовлечены пока лишь наиболее крупные и продуктивные месторождения, имеющие относительно благоприятные природные геолого-физические характеристики полезного ископаемого. Среди пяти наиболее крупных разрабатываемых нефтяных месторождений- месторождение Каражанбас, расположенное на полуострове Бузачи к северу от порта Актау. Месторождение было открыто в 1974 году, а введено в разработку в 1980 году. С 2006 года владельцем лицензии на добычу углеводородов является китайская компания CITIC и АО «Разведка Добыча «Казмунайгаз». Нефтяное месторождение Каражанбас является одним из крупных неглубокозалегающих (250-500 м) месторождений высоковязких нефтей Западного Казахстана. Сложное геологическое строение, высокая тектоническая нарушенность, стратиграфические несогласия, литолого-фациальная изменчивость среднеюрско-неокомских пород — все это определило необходимость их всестороннего геолого-геофизического изучения по материалам бурения новых скважин, сейсморазведки ЗД, материалов гидродинамических исследований в процессе разработки. Несмотря на продолжительную эксплуатацию, месторождение Каражанбас содержит значительные запасы нефти. Чтобы оценить возможность и целесообразность продолжения доразработки месторождения реализуемой и другими технологиями, необходимо построить современную геологическую модель месторождения и на ее базе с учетом мирового опыта добычи высоковязкой тяжелой нефти и новейших технологий исследовать возможность эффективного извлечения остаточных запасов. Результаты исследований могут быть использованы при освоении аналогичных по характеристике запасов месторождений региона. На месторождении Каражанбас при создании фильтра из материала Контарен-2 используют 140 и 146-мм обсадные трубы в стволе диаметром 190 5 или 168-мм трубы в скважине диаметром 215 9 мм. В этом случае при равномерном центрировании колонны толщина получаемого фильтра составляет соответственно 25 2 и 24 мм, тогда как при отсутствии колонны и разбуриваниятампонажного состава в открытом стволе долотами диаметром 93 и 98 4 мм толщина стенки составит соответственно 44 и 59 мм. В продукции скважин месторождения Каражанбас содержится значительное количество песка. В процессе работы скважины происходит изменение направления движения жидкости, несущей песок. Сначала жидкость движется вниз по затрубному пространству, затем поступает в хвостовик подъемника и выносится на поверхность. Хотя при расчете режима работы подъемника принимается во внимание необходимость выноса песка на поверхность, полный вынос обеспечен быть не может. Обнаруженные в нефти месторождения Каражанбас нерегулярные изопреноиды имеют число атомов углерода С20 и выше. В нефтяных остатках месторождений Каражанбас, Северные Бузачи в пригородном битуме Кара-Мурат ( выше 350 С) содержатся следующие соединена изопарафинрвого строения: 1 транс - 4 - диметилииклогексаи, н-октан, 1 - транс - 3 - диметилцшслогексан, 1 - цис - 4 диметил-циклогексан, 2 6-диметилгептан, 2 5 - диметилгептан, 1 - цис - 2-диметилцикдогексан н-пропилциклопентан, 1 1 3 - триметилциклогексан, изопарафин С и циклопа-рафины. Анализ промысловых данных по месторождениям Каражанбас(Мангышлакнефть), Усинское ( Коминефть) и другим, где применяются методы теплового воздействия на пласт, показывает, что флюидопроявления могут быть связаны с циклическим характером нагрева крепи скважин. Механический перфоратор для создания щелей в эксплуатационной колонне. При проведении операций на месторождении Каражанбас при продавливании второй порции проницаемого тампонажного состава давление гидроразрыва слабосцементированных пропластков, как правило, не превышало 5МПа. Были проведены исследования вязкости нефти месторождения Каражанбас, где добыча нефти производится с применением внутрипластового горения и паротеплового воздействия на пласт. Продукция скважины характеризуется образованием высокостойких нефтяных эмульсий, обусловленных высокой вязкостью нефти, большим содержанием мехпримесей, смол, асфальтенов, парафина, связанной пластовой воды. В нефти месторождения Каражанбас, помимо изопреноидныхалканов, были найдены углеводороды интересного гомологического ряда состава С10 - C2i, имеющие явно реликтовую структуру. В январе 1974 г. были открыты месторождения Каражанбас, в 1975 г. - Северо-Бузачинское, в 1976 г. - Каламкас. Каражанбас-ская нефть - наиболее вязкая среди известныхнефтей Западного Казахстана. Ее кинематическая вязкость при 50 С равна 150 мм / с, что в 10 раз больше таковой для мангыстаускихнефтей при той же температуре. Вязкую нефть полуострова Бузачи, особенно месторождения Каражанбас, содержащую много смол, существующими методами можно извлечь не больше чем 10 - 15 %, Как показывает мировой опыт, нефтеотдачу пластов подобных нефтей можно значительно увеличить главным образом TOIUIOBI - j воздействием. Каражанбас станет первым месторождением страны, где будет применен метод внутрипластового влажного горения и парогоплового воздействия на пласт. На месторождении Каламкас будет использована закачка воды, загущенной полимерами, что позволит приблизить вязкость воды к вязкости нефти в пластовых условиях, увеличив тем самым нефтеотдачу. Технология внутрипластового горения, реализуемая на месторождении Каражанбас, предусматривает после создания обширной тепловой зоны вокруг нагнетательных скважин переход к влажному горению. В январе 1974 г, было открыто месторождение Каражанбас, в 1975 г. Северо-Бузачинское, затем в 1976 г. - Каламкас. Аналогичная картина наблюдается и для фракций нефтей месторождений Каражанбас и СеверноеБузачи. Испытания, проведенные в обводнившихся скважинах участка ВВГ месторождения Каражанбас, показали, что порошковое эпок-покрытие уже в течение первого года экспозиции теряет и адгезию, деформируется и практически на всей поверхности теряет защитные свойства. Внешние изменения состояния покрытия настолько значительны, что значимость в количественной оценке его состояния отпадает. По нашим термогидродинамическим расчетам в условиях рассматриваемого нефтяного месторождения Каражанбас при стационарной закачке пара ( горячей воды) возможно достижение конечной товарной нефтеотдачи 25 5 %, что меньше утвержденной нефтеотдачи в ( 40 6 / 25 5) 1 59 раза. По данной технологии были оборудованы 15 добывающих скважин месторождения Каражанбас и 2 скважины месторождения Кенкияк, которые работают устойчиво, со значительным сокращением выноса механических примесей по сравнению со скважинами, не оборудованными гравийным фильтром. Зависимость содержания мехпримесей от времени эксплуатации скважин. Динамика и характер образования песчаных пробок в условиях месторождения Каражанбас не изучены. Однако очевидно, что вязкая нефть практически весь песок из пласта выносит на поверхность, а случаи полного перекрытия интервалов перфорации песчаными пробками с прекращением подачи скважин связаны со сложными процессами в призабойной зоне пласта и условиями эксплуатации скважин. Из буферных емкостей групповых установок песок попадает в сточные и магистральные нефтеколлекторы, вызывая пульсацию давления откачки, которое кратковременно достигает 5 - 6 МПа при норме 2 - 3 МПа. Физико-химические свойства высоковязких нефтей западной части Туранской плиты. 1.2 Вытеснение нефти водой Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация. Вопросы вытеснения нефти водой изучались многими исследователями. В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием гидродинамических сил. По крупным поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул. Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницаемостей. Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах также в виде пленки. В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Закачиваемая вода смешивается со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть остается в виде пленки в крупных порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основаны теории методов увеличения нефтеотдачи пластов. В заводненной зоне гидрофильного пласта остается рассеянной 20-40 % нефти от первоначального ее содержания в зависимости от проницаемости, распределения размеров пор и вязкости нефти, а в гидрофобном пласте - уже 60-75 %. Многофазная фильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г.Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил. Согласно наиболее простой модели Баклея - Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью. Технология предназначена для повышения нефтеотдачи пластов за счет перераспределения потока нагнетаемой воды по мощности и вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта, не охваченных ранее процессом фильтрации. Последовательность осуществления технологии сводится к закачке предоторочки пресной воды, приготовлению гелеобразующей композиции определенного состава и объема непосредственно перед закачкой в пласт и закачке его в пласт, последующей продавке пресной водой и необходимой выдержке для гелеобразования. Объект для проведения промысловых работ выбирался на основании следующих данных: неоднородность пласта, высокая обводненность окружающих добывающих скважин и наличие остаточных запасов нефти. Основными критериями подбора нагнетательной скважины для применения технологии являлись следующие: - приемистость скважины более 200 м3/сут; - слоистая неоднородность пласта (количество пропластков не менее 2); - высокопроницаемый пропласток принимает более 80% воды от объема закачки; - наличие глинистых перемычек толщиной более 0,5 м. Одним из важнейших элементов технологии является приготовление геле-образующей композиции при достаточно точной дозировке каждого из компонентов гелеобразующего состава. В процессе проведения промысловых работ были рассмотрены различные схемы приготовления гелеобразующего состава и дозировки компонентов. Анализ технологической эффективности технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерного геля проводился по методическому руководству (РД-153-39.1-004-96). Для оценки технологической эффективности была использована программа «Эффект», в основе которой лежит программа «STATIC». Поскольку обводненность реагирующих добывающих скважин составляла более 60%, то оценка эффективности осуществлялась по характеристикам вытеснения. За основу бралось среднее значение по трем характеристикам вытеснения с максимальным коэффициентом корреляции. В результате анализа данных (опубликованных в литературе) по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин было установлено, что в сильно расчлененных песчаных и карбонатных коллекторах с развитой трещиноватостью в призабойной зоне применение гелеобразующих материалов дало отрицательные результаты.Вколлекторах, где отсутствовали открытые трещины в призабойной зоне пласта, гелеобразующие составы были эффективны. Анализ литературного материала показал, что для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяном месторождении Каражанбас применялось много различных технологий, отличающихся механизмом воздействия, свойствами получаемого изолирующего продукта, сроком действия и т.д. На основании литературного обзора были сформулированы следующие основные требования, определяющие возможность и эффективность применения сипикатно-полимерных гелей: - селективность изоляционных работ; - прочность и стабильность во времени изоляционного материала; - способность разрушаться после выполнения задачи; - технологичность приготовления и закачки состава в пласт; - низкая стоимость и экологичность используемых реагентов; - технологическая эффективность применения технологии. Однако проведенные ранее немногочисленные промысловые испытания технологии на основе силиката натрия показали невысокую технологическую эффективность выполненных работ. Недостаточная информативность по этим работам не позволила выявить все причины низкой технологической эффективности проведенных работ. Наиболее вероятно, что основными причинами низкой технологической эффективности являются недостаточная изученность физико-химических и реологических свойств гелеобразующих составов, механизма образования и разрушения силикатного геля в пористой среде, влияния различных природных факторов на процесс приготовления, закачки и механизм гелеобразования. На основании вышеизложенного были сформулированы основные задачи исследований. Во второй главе приведены результаты исследований состава и свойств композиций на основе силиката натрия, влияния различных факторов на физико-химические характеристики силикатного геля, механизм процесса гелеобразования, поведения и разрушения. Исследования проводились по стандартным и разработанным автором методикам. При взаимодействии силиката натрия с кислым агентом выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гелеобразное состояние. Если золь представляет собой водный высокодисперсный легко текучий раствор, то гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной сетки из частиц дисперсной фазы, в петлях которой находится дисперсионная среда, и практически полным отсутствием текучести. Наибольший практический интерес представляет щелочной гелеобразующий состав с рН больше 7, поскольку он обладает низкой коррозионной активностью. Основная задача исследований состояла в разработке оптимального состава силикатно-полимерного геля, обладающего длительным временем начала гелеобразования и достаточно высокой прочностью, чтобы выдерживать значительные градиенты давления. Длительное сохранение низкой исходной вязкостигелеобразующей композиции способствует закачке без осложнений больших объемов состава. Исходная вязкость растворов составляет 1,2 мПа*с,т.е. существенно не отличается от вязкости воды; затем по прошествии определенного времени она резко возрастает, что связано с образованием геля. Это время называется временем начала гелеобразования. С увеличением времени выдержки наблюдается увеличение прочности геля, и только при времени выдержки больше трехкратного времени начала гелеобразования прочность геля практически не меняется. Максимальная величина напряжения сдвига характеризует прочность образовавшегося силикатного геля. Зависимость прочности силикатного геля (6% силиката натрия, 0,7% соляной кислоты) от времени выдержки при различной температуре На физико-химические свойства гелеобразующего состава и силикатногогеля влияют следующие факторы: 1. концентрация исходных компонентов, 2. силикатный модуль, 3. температура, 4. минерализация воды, 5. природа кислого агента (разные кислоты, соли и т.д.), 6. добавка различных наполнителей (полимер и твердые наполнители). В качестве основных компонентов гелеобразующего состава использовались водные растворы силиката натрия и соляной кислоты. Как видно, при увеличении содержания кислоты в растворе прочность геля увеличивается, но при этом время начала гелеобразования уменьшается. Для получения достаточно прочных гелей с большим временем гелеобразования необходимо выбирать оптимальную концентрацию кислоты Зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации соляной кислоты в 6% растворе силиката натрия при 20°С представлена зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации силиката натрия в гелеобразующем растворе, содержащем 0,6% соляной кислоты. Максимальное время гелеобразования и высокая прочность геля наблюдаются при концентрации силиката натрия 3%. На основании результатов экспериментов по изучению сорбционных характеристик силиката натрия на размолотом керне из полимиктового песчаника и кварцевомпеске, а также фильтрационные исследования, чтобы обеспечить данную концентрацию силиката натрия в гелеобразующем составе, необходимо использовать 6% раствор силиката натрия. Основная цель исследований сводилась к решению следующих задач: - изоляция водо- и нефтенасыщенных пластов силикатно-полимерными гелями при различной температуре и градиентах давления; - изучение влияния физико-химических свойств гелеобразующих составов на механизм образования и свойства геля в пористой среде; - изучение возможности разрушения геля в пористой среде и восстановление проницаемости пористой среды как гидродинамическим (путем повышения давления нагнетания), так и химическим (закачка раствора щелочного реагента) методами; - выравнивание фронта вытеснения нефти в неоднородном пласте путем закачки оторочки силикатно-полимерного раствора на примере двухслойной модели пласта различной проницаемости. В ходе решения поставленных задач изменялся состав силикатно-полимерного раствора и объем его закачки в пористую среду для обеспечения необходимого снижения проницаемости пористой среды. Для проведения фильтрационных исследований использовалась лабораторная установка фирмы «CoreLaboratories». Данная установка предназначена для изучения нефтевытесняющих и фильтрационных свойств композиций различных химреагентов в условиях, близких к пластовым. Эксперименты проводились на насыпных моделях пласта и на образцах керна. В ходе проведения исследований моделировались как однослойные, так и двухслойные пласты различной проницаемости. Подготовка образцов керна, пористой среды и моделей пласта осуществлялась на основании стандартных методик. Объем закачки гелеобразующего раствора в опытах менялся от долей единицы до одного порового объема образца. В опытах с двуслойными моделями задавался объем оторочки раствора, закачиваемый в высокопроницаемый образец. Предполагалось, что количество раствора, поступающего в низкопроницаемый образец, будет пропорционально соотношению проницаемостей образцов, образующих модель пласта. В опытах с нефтенасыщенными однослойными моделями пласта порядок проведения эксперимента был аналогичен опытам с водонасыщенными моделями, за исключением начальной стадии, когда через водонасыщенный образец прокачивается несколько поровых объемов нефти и определяются начальная нефтенасыщенность и количество связанной воды. При проведении исследований с нефтенасыщенными двухслойными моделями пласта гелеобразующий раствор закачивался в образец после полного вытеснения нефти из высокопроницаемого пласта. Таким методом моделировались условия изоляции хорошо промытых высокопроницаемых зон пласта. В результате опытов на однослойных водонасыщенных моделях пласта с проницаемостью от 0,141 до 10,1 мкм2 было получено, что применение силикатных гелей позволяет снизить подвижность жидкости в пористой среде от 1000 до 10000 раз. Поскольку состав гелеобразующего раствора во всех случаях был одинаков, а коэффициенты изоляции значительно отличались, то можно сделать вывод, что изолирующая способность геля зависит от проницаемости порового пространства. Тем не менее, можно однозначно сказать, что градиент давления прорыва геля водой снижается с увеличением проницаемости образца и с уменьшением объема оторочки. В следующей серии опытов определялось давление разрушения геля различной прочности. Объем прокачанного через образец гелеобразующего раствора был больше порового объема на 25-35%, что обеспечивало распределение его по длине образца во всем объеме. Результаты опытов показали, что гель, прочностькоторого составляла 5 Па, был разрушен при давлении нагнетания 0,08 МПа, а гель с прочностью 7 и 15 Па при достижении давления 2,3-2,4 МПа разрушить не удалось. Для изучения поведения силикатного геля в пористой среде были проведены эксперименты на модели пласта длиной 1 м, по длине которой сделано 6 отводов для отбора жидкости и замера давления. Эта модель позволяет определить местонахождение оторочки геля по длине модели и давление прорыва оторочки. Оторочка силикатного геля создавалась путем закачки расчетного количества объема гелеобразующего раствора и передвигалась водой по модели пласта. Эксперименты проводились на водонасыщенньгх моделях проницаемостью 0,115 и 1,2 мкм2. Исследовался характер распределения давления в пористой среде при различных ступенях действующего на модель постоянного градиента давления (от 1,5 до 5,0 МПа/м). Обнаружено, что область образования геля значительно больше теоретического объема, занимаемого раствором, то есть в процессе фильтрации происходит размывание оторочки на переднем и заднем фронтах. В ходе проведения опытов подтвердился ранее сделанный вывод о том, что через гель фильтруется жидкость, при этом с увеличением проницаемости количество протекающей жидкости повышается. В методе реализован известный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать. Для регулирования фильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов — ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукции добывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств. При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки затруднительно. Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь проницаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различии проницаемостей двух пропластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз и более, вода практически не поступает в низкопроницаемыепропластки, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами. Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытых объемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода — нефть й закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефти отличается от состава нефти в начале разработки. При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к «поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5— 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточнаянефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью. В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6— 10 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах. Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные - гидрофобны.В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярно-защемленной нефти. Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы. Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей. Применение заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах. |