ТТНП. Технология и техника методов увеличения нефтеотдачи. Вопрос 2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи

• Название: Вопрос 2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
• Дата: 13.05.2022
• Размер: 28.28 Kb.
• Имя файла: Технология и техника методов увеличения нефтеотдачи.docx
• Тип: Документы; #527672

Вопрос №2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.

Все МУН классифицируются по типу рабочих агентов.

Гидродинамические методы: 1) изменение направления фильтрационных потоков, 2) вовлечение в разработку недренируемых запасов, 3) нестационарное (циклическое) заводнение, 4) форсированный отбор жидкости.

Физико-химические методы: 1) вытеснение нефти водными растворами ПАВ (пенные системы), 2) вытеснение нефти растворами полимеров, 3) вытеснение нефти щелочными растворами, 4) вытеснение нефти композициями химических реагентов, мицелярные, мицелярно-полимерные растворы, 5) вытеснение нефти растворителями.

Газовые методы: 1) воздействие на пласт двуокисью углерода, 2) воздействие на пласт углеводородным газом (ШФЛУ), 3) воздействие на пласт азотом, дымовыми газами.

Тепловые методы: 1) паротепловое воздействие на пласт, 2) внутрипластовое горение, 3) вытеснение нефти горячей водой, 4) пароциклические обработки скважин.

Волновые: 1) вибросейсмические, 2) электромагнитные, 3) акустические.

Микробиологические методы.

В основном применяется комбинированный принцип воздействия. В нем сочетают, например гидродинамический и тепловой, гидродинамический и физико-химический, тепловой и химический.

Гидродинамические методы применяются на месторождениях, в которых применяют холодное заводнение. Гидродинамические методы не относятся к современным МУН, т.к. во время их применения не меняется механизм вытеснения нефти. В связи с этим гидродинамические методы способствуют повысить нефтеотдачу всего на 5-8%.

К современным МУН относятся тепловые, физико-химические и газовые методы. Они в свою очередь могут очень сильно повлиять на нефтеотдачу.

Так как большая активность в разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами, в настоящее время считается основными методами это термические методы.

Вопрос №3. Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи.

Каждый метод имеет свои критерии применимости, которые связаны с особенностями процесса разработки. Но существуют общие для всех методов критерии, определяющие эффективность и целесообразность применения методов увеличения нефтеотдачи. К ним относятся: 1) трещиноватость коллектора, она приводит к опережающему прорыву закачиваемых агентов к добывающим скважинам и снижает охват и нефтеотдачу пласта. 2) высокая водонасыщенность нефтяного пласта (больше 65-70%). Исключает эффективное применение большинства методов по экономическим показателям, в связи с большими затратами на подготовку и закачку агентов. 3) высокая вязкость нефти. Так же исключает эффективное применение большинства методов. Но если вязкость нефти не более 150-200 мПа∙с, то существует возможность применить метод заводнения растворами полимеров. Если же вязкость нефти больше 200 мПа∙с, то имеет место применение термических методов или их совместное использование с другими методами повышения нефтеотдачи. 4) большое содержание глин в коллекторе (более 10%). Оно уменьшает эффективность применения физико-химических методов, в связи большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов. Тепловые методы в таких пластах приводят к разбуханию глин, а затем снижается проницаемость пласта. 5) большая жесткость пластовой воды. Большое содержание в воде солей кальция магнит ведет за собой выпадение осадков, адсорбции химических реагентов и падает вытесняющие способности растворов.

Вопрос №4. Факторы, влияющие на нефтеотдачу.

Нефтеотдача – это отношение извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Существует два понимания нефтеотдачи, это текущая и конечная нефтеотдача. Текущая нефтеотдача – это отношение количества извлеченной на данный момент из пласта нефти к начальным геологическим запасам. Конечная нефтеотдача – это отношение суммарной добычи нефти в конце разработки к начальным запасам нефти в залежи.

Текущая нефтеотдача зависит от таких факторов, как например, количества закачанной воды в пласт при заводнении, отношение закачанной воды к объему пор пласта, отношение извлеченной жидкости из пласта к объему пор пласта, обводненность продукции и от времени.

Факторы, от которых зависит нефтеотдача делятся на две группы: 1) геолого-физические, 2) технологические.

Нефтеотдачу представляют в виде:



где – коэффициент вытеснения, – коэффициент охвата пласта заводнением, - коэффициент охвата пласта воздействием.

Коэффициент вытеснения – это отношение количества добытой из пласта нефти к ее геологическим запасам, который изначально находился в заводненном объеме пласта. Зависит от факторов: проницаемость коллектора, наличие в пласте глин, микронеоднородность, вязкость нефти, поверхностное натяжение нефти на границе с водой, смачиваемость породы, содержание в нефти АСПО, характеристики вытесняющего агента. Все эти факторы снижают коэффициент вытеснения.

Коэффициент охвата пласта заводнением – это отношением запасов нефти в заводенном объеме пласта к начальным геологическим запасам нефти, которые находились в пласте, охваченным заводнением. Зависит от факторов: макронеоднородности коллектора, наличие трещин и других зон высокой проницаемости, через который прорывается закачанный агент, от соотношения вязкости вытесняемого и вытесняющего агента, темп отбора нефти.

Коэффициент охвата пласта воздействием – это отношение начальных геологических запасов нефти в пласте, которые охвачены заводнением, ко всем начальным геологическим запасам нефти в разрабатываемом пласте. Зависит от факторов: от плотности сетки и взаимного расположения скважин, от прерывистости отдельных пропластков.

Подбор способов увеличения нефтеотдачи следует принимать во внимание виды остаточной нефти в пласте. Остаточная нефть существует в виде: 1) капиллярно удержанная нефть, 2) пленочная нефть, которая покрывает поверхность породы (создает прочные слои, которые трудно разрушить), 3) нефть, которая остается в малопроницаемых зонах, не охваченных воздействием, 4) нефть в линзах, которые не вскрыты скважинами.

Большее количество нефти остается в малопроницаемых тупиковых зонах, где нет воздействия. Эти зоны главный резерв увеличения нефтеотдачи.

Основное влияние на повышение нефтеотдачи пласта оказывают: вязкость нети, отношение вязкости нефти и вытесняющего агента, содержание в нефти парафина.

Конечная нефтеотдача значительно устанавливается экономическими критериями. На поздних стадиях разработки резко падает добыча нефти, а обводненность возрастает, в связи с этим увеличиваются затраты на добычу нефти. Поэтому в какой-то момент нефтеотдачи добыча стает нерентабельной.

Вопрос №5. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Критерии применимости. Механизм вытеснения.

Критерии применимости тепловых методов делятся на три группы: 1) геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых флюидов), 2) технологические (сетка скважин, системы и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса), 3) технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды энергии, состояние фонда скважин).

Пористость не должна быть менее 10%, так как чем ниже пористость пласта, тем меньше содержится в нем нефти в 1м³ и тем больше расход тепла на добычу 1т нефти.

Так же считают, что проницаемость должна быть не менее 100мД, так как по проницаемости определяется скорость ввода тепла в пласт. Чем больше скорость ввода тепла, тем меньше потерь по стволу скважины и окружающие породы.

Мощность плата по толщине должна быть от 6-30м. Если пласт менее 6м, то происходят теплопотери в окружающие породы. Но и, если пласт более 30м, в связи с гравитационным фактором, пар распространяется только по поверхности пласта, что приводит к малому охвату теплового воздействия.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200-1300м, так как ниже возрастают теплопотери и затраты на закачку в пласт пара.

Очень сильно влияет неоднородность пласта. При уменьшении песчанистости и увеличении расчлененности повышаются теплопотери и уменьшается охват процесса.

Большую роль играет трещиноватость пласта. Благодаря трещин осуществляется необходимый темп ввода тепла в пласт и разработка залежей с аномально вязкими нефтями и битумов.

Тепловые методы по воздействию на пласт подразделяются: 1) обработка призабойной зоны скважины паром, горячей водой с добавлением химических агентов. 2) площадное заводнение паром, горячей водой, внутрипластовое горение и с применением совместных методов.

Так же они делятся по виду применяемого агента и воздействию на пласт: 1) закачка в пласт теплоносителей (горячая вода, пар). 2) закачка в пласт окислителей (воздух, кислород). 3) комбинированные методы, закачка в пласт двух или более агентов (парогазовый, термополимерный, термощелочной)

К самым распростаненым методам относятся методы, которые основаны на закачке пара в пласт. Это парациклические обработки и площадное заводнение паром.

Пароциклическая (ПЦО) обработка делится на три стадии: нагнетание пара, выдержка скважины на впитывание, добыча нефти. После закачки, необходимого количества пара, скважина закрывается на пропитку до полной конденсации пара, после чего скважину вводят в эксплуатацию. После такой обработки дебит скважины увеличивается в 3-5 раз и время работы с повышенном дебитом достигает до одного года. Как только дебит скважины падает до начального уровня пароциклическую обработку проводят повторно. С каждым разом дебит начинает падать. Общее количество проведения ПЦО составляет 3-4 раза. Проведение ПЦО проводят помимо как для интенсификации добычи, а но и для повышения нефтеотдачи пласта и регулировании теплового воздействия. Регулирование заключается в двух этапах. На первом этапе проводят ПЦО добывающих скважинах. На втором этапе приходят в площадной закачке пара через нагнетательные скважины и совместному отбору нефти из окружающих эксплуатационных скважин.

В пластах с вязкой нефтью до переходя к площадному заводнению через нагнетательные скважины проводят 1-2 ПЦО для увеличения их приемистости.

Площадная закачка пара отличается режимом теплового воздействия на пласт. При закачке перегретого пара происходит распределение температурных зон пласта. В зоне перегретого пара снижается температура перегретого пара к температуре насыщенного пара, затем от зоны насыщенного пара передается тепло пласту, и она остается постоянной практически во все зоне. Далее в зоне горячего конденсата температура падает до температуры пласта. Происходит перемещение теплового фронта, но его опережает движение фронта холодной воды или гидродинамический фронт. В следствии этого пласт постоянно подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и пара.

Закачка пара приводит к факторам: 1) снижение вязкости нефти, 2) термоупругое расширение пластовых флюидов, 3) снижение коэффициента растворимости газа в нефти, выделение газа и начало работы режима растворенного газа, что становится основным фактором нефтеотдачи, 4) интенсификация капиллярной пропитки водой, 5) дистилляция нефти паром, в зоне пара происходит выделение из нефти легким фракций, далее они конденсируются и способствуют повышению нефтеотдачи в виде растворителей.

Применяют несколько видов теплового воздействия: непрерывный, циклический и режим чередования закачки в пласт теплоносителя, а затем холодной воды.

Непрерывный метод закачки пара применяют в однородных, не трещиноватых пластах.

Циклический режим закачки применим в неоднородных и трещиноватых пластах. Смена циклов закачки теплоносителя и циклов остановки дают возможность включать в разработку низкопроницаемые пропластки, которые не вошли в процесс гидродинамического вытеснения.

Режим чередования делится на две стадии. На первой стадии проводится подогрев плата через водонасыщенную зону, после того как фильтрационные характеристики стали ниже переходят к классической схеме площадного заводнения. К ней добавляли закачку различных агентов (щелочь, азотсодержащие компоненты, паровоздушные смеси и ПАВ)

Вопрос №6. Вытеснение нефти растворами полимеров. Критерии применимости. Механизм вытеснения.

Применяется при температуре пласта не более 80-90°С, чтобы не допустить разрушение полимеров. Проницаемость пласта должна быть более 0,2мкм², чтобы не произошло кальматации призабойной зоны пласта или механическое разрушение молекул, это связно с размерами молекул, они в размере больше, чем размеры пор пласта. При повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида стают неустойчивыми, и структура их нарушается. Полимеры биологического происхождения в этих условиях стабильны.

Вопрос №7. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Критерии применимости. Механизм вытеснения.

При добавлении ПАВ (поверхностно активные вещества) в закачиваемую воду добиваются таких результатов как улучшение смачиваемости, снижается поверхностное натяжение вода-нефть, что придает повышение коэффициента вытеснения нефти.

Вопрос №8. Вытеснение нефти щелочными растворами. Критерии применимости. Механизм вытеснения.

Эффективность метода зависит от состава смеси. Метод применяют если у нефти малый индекс кислотности (отношения гидроокиси калия к массе нефти) – меньше 0,5мг/г. По отношению к другим физико-химическим методам щелочные растворы применяют при температуре больше 200°С и в карбонатных коллекторах.

Вопрос №9. Вытеснение нефти растворителями. Критерии применимости. Механизм вытеснения.

Сущность метода заключается в том, что происходит нагнетание в пласт растворителей (спирт, бензол, жидкий пропан). В пласте формируется оторочка растворителя, которая растворяет нефть и вымывает ее из пористой среды пласта. Затем оставшийся растворитель вымывается более дешевым агентом.

Эффект метода зависит от параметров пласта и условий вытеснения, которые определяют закономерность движения оторочки растворителя, соотношения вязкости нефти и вытесняющей жидкости, длины пласта и степени однородности его физических свойств, скорости вытеснения.

Основная зависимость метода состоит в разности плотностей нефти и растворителя по причине искажения поверхности контакта и образования гравитационных языков.

Наилучший размер оторочки, который нужен для ее сохранения ее оплошности до подхода фронта вытеснения к добывающим скважинам, в разных условиях нужно определять специальными исследованиями и учитывать специфику пласта. Чтобы процесс произошел, нужны размеры оторочки от 4 до 12% объемного порового пространства.

Количество вытесняющей фазы, которое нужно для полного извлечения нефти, увеличивается с соотношением вязкости нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти становится больше с увеличением роста пути, который прошел фронт вытеснения. Также оказывает влияние на длину зоны смеси увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. Проницаемость пород и скорость вытеснения относительно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении по схеме «жидкий пропан – газ» увеличение давления в пласте привод к более полному извлечению нефти, в связи с высоким давлением происходит разбавление пропана с газом и лучшее смешивание с нефтью.

Немаловажное значение в процессе влияет состав нефти и насыщенность порового пространства различными видами фаз. Легкие нефти хорошо вытесняются растворителями. А вот процесс замедляется при наличии в скважине свободного газа в нефтяной части пласта, так как происходит смешивание пропана с газом и ухудшается качество растворителя.

При большом количестве воды в пористой среде происходит ухудшение процесса. Вода блокирует продвижение нефти и теряется контакт с жидким пропаном. В этих условиях лучше использовать растворители, которые хорошо смешиваются с водой и нефтью. В качестве такого растворителя можно использовать спирт.

При воздействии на пласт растворителями возникает проблема перед выбором агента, который будет продвигать оторочку растворителя по пласту. Далее более рационально нужно закачивать газ, который хорошо растворяется в растворителе. Но нужно иметь большое количество сжатого газа и увеличивать размер оторочки, так как газ очень подвижен. В связи с этим более рентабельно продвигать оторочку водой. Во время этого на разделе вода – растворитель происходит фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и большее количества растворителя остается в свободной зоне плата. В следствии чего лучше применение и регенерации растворителей типа спиртов, которые растворяются в воде и в нефти.

Метод вытеснения нефти растворителями основан на закачке в пласт оторочки растворителя определенного размера, которая смешивается с нефтью. в дальнейшем эта оторочка перемещается по пласту каким-то агентом (водой, газом, спиртом или их смесью). Во время перемещения оторочки чистого растворителя по пласту она будет уменьшаться в размерах за счет смешивания ее с нефтью и в следствии неполного ее вытеснения, толкающего ее агента. Таким образом есть определенный ее размер, который осуществляет получить наибольшую нефтеотдачу с наименьшими затратами растворителя.

Оптимальный размер оторочки определяется при лабораторных исследованиях.

При превышении оптимального размера оторочки приводит к преждевременному прорыва растворителя. В следствии этого в пласте образуются каналы с пониженным фильтрационным сопротивлением, по которым фильтруется вытесняющий агент. Это приводит к снижению охвата и нефтеотдачи пласта.

Осложняющим фактором применения в условиях неоднородных пластов, которые содержат высоковязкую нефть, является образование языков. Оно приводит к низкому охвату вытеснения. Только при контроле за продвижением легкой нефти и своевременном регулировании фронта вытеснения можно добиться увеличения охвата пласта процессом.

Вопрос №10. Воздействие на пласт двуокисью углерода. Критерии применимости. Механизм вытеснения.

Использование метода рационально если вязкость нефти не более 10-15 мПа∙с, это связано с тем, что при большей вязкости нефти ухудшается смешивание углекислого газа с нефтью. Давление должно составлять больше 8-9 МПа. Так же снижается эффективность метода при большой толщине пласта (больше 25м), в связи с гравитационным разделением нефти и газа и снижение охвата заводнением.

Источниками углекислого газа являются природные месторождения, которые содержат в себе смесь углекислого газа с углеводородами, отходы химических производств, дымовые газы энергетических и металлургических установок.