Причины применения методов интенсификации добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти


Физико-химические методы интенсификации добычи нефти

Физико-химические методы интенсификации добычи нефти

1. Кислотные обработки:

соляной кислотой; плавиковой кислотой; серной кислотой; сульфаминовой кислотой и др.

2. Воздействие растворителями

— нефтерастворимыми: (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.)

— водорастворимыми (ацетон, метиловый спирт, тиленгликоль и др.)

3. Обработка ПЗС растворами ПАВ:

— водными растворами (ОП-10, превоцел N-G-12, неонол АФ9-12, карпатол, сульфанол и др.)

— растворами на ув основе (ОП-4, АФ9-4, стеарокс-6, композиции ИХН-6, ИХН-100 и др.)

4. Обработка ПЗС ингибиторами солеотложений, включающих комплексоны, сульфосоединения и этиленгликоль

5. Обработка ПЗС гидрофобизаторами.

Физико-химические методы, применяемые при разработке трудноизвлекаемых запасов

Нагнетание водных рас-ов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров приводит к изменению свойств пластовой воды и поверхностей раздела между водой, нефтью и горной породы, к уменьшению относительной подвижности и улучшению нефтеотмывающих свойств воды. Уменьшение относительной подвижности воды и нефти увеличивает охват пласта воздействием и коэффициент вытеснения нефти, улучшает смачиваемость горной породы водой.

Нагнетание водных растворов ПАВ

Молекула ПАВ (2-х полярная молекула) - гидрофильная основная часть, гидрофобный радикал. Такая структура вещества и является причиной поверхностной активности. Для доизвлечения остаточной нефти в некоторых случаях необходимо использовать ПАВ, кот. снижают поверхностное натяжение. (величина пов. натяжения – энергия, которая необходима для образования новой ед. поверхности). в пласте происходят след. процессы:

  • смачивание поверхности поровых каналов вытесняющей водой
  • уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть-вода
  • вытеснение нефти с поверхности поровых каналов
  • диспергирование нефти потоком воды

Адсорбция – процесс увеличения концентрации молекул на поверхности раздела фаз, который приводит к появлению адсорбционного слоя. (зависит от мин.состава породы, Т – чем выше, тем процесс адсорбции меньше, в статистических условиях процесс выше)

 

Недостатки:

- адсорбция ПАВ на породе, которая в пористых средах может достигать значительной величины (15-60 кг/м3). Чем выше нефтенасыщенность, тем выше адсорбция ПАВ породой.

- слабая биоразлагаемость искусственных ПАВ и загрязнение окруж.среды

- высокая чувствительность к качеству воды

Перспективы применения метода закачки ПАВ: - эффективность применения метода увеличиваемся с повышением степени неоднородности структуры порового пространства, - увеличивается с повышением степени гидрофобности поверхности, - обработка ПЗ наг.скважин (гидрофобизация), - для разработки плотных глинистых коллекторов (для препятствия набухания ), для разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Нагнетание водного раствора полимера

Это вещество обладает способностью значительно повышать вязкость воды, снижая ее подвижность, что приводит к повышению охвата пласта воздействием. Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокой вязкостью нефти и соотношением коэф.подвижности воды и нефти и умеренной неоднородностью. Не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. Прирост нефтеотдачи в среднем 3-10%. Размеры оторочки полимера 0,1 -0,4 Vпор.

Соотношения коэф.подвижностей уменьшается , увеличивается коэф.охвата пласта по площади и по мощности. М=λв/λн. Подвижность замедляется, фронт становится более равномерным. λ=k/μ

На изменение св-в воды влияют концентрация полимера:

Параметры, характеризующие полимерное заводнение:

1.       соотношение подвижностей М=λв/λн

2.       кажущаяся вязкость μ*=τ (касательное напряжение сдвига)/γ (скорость сдвига)

каж.вязкость – вязкость, которая определяется при движении

3.        Фактор сопроивления – отношение подвижности воды к подвижности полимера (раствора)ФС= λв/λп зависит от темпа закачки (чем больше скорость фильтрации, тем выше ФС)

4.       Фактор остаточного сопротивления – отношение подвижности воды до закачки полимера к подвижности после закачки

5.       К определяет соотношение d молекул полимера к d пор. К=0,02-0,5

d молекул = 200-500 А, d пор = 10000 А

Виды разрушений молекул полимера:

1.       механическое разрушение (деструкция)

2.       термическое разрушение (выдерживает до 90 С)

3.       химическое разрушение (процесс окисления)

4.       биологическое разрушение

Недостатки:

1.       деструкция полимера

2.       требуется очень хорошая очистка воды

3.       загрязнение окр.среды

Нагнетание водных растворов щелочи

Основные механизмы вытеснения являются:

- снижение межфазного натяжения

-эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии)

- изменение смачиваемости пород

Щелочь взаимодейcтвует с кислот. компонентами нефти >> в результате образование соли. Соли являются ПАВ. Они образуются на границе контакта щелочи и кислот. Для достижения необходимого эффекта нужно достаточное количество солей (и в нефти должно содержаться необходимое количество кислот.компонентов нефти).

Эмульсия – мелкодисперсная (эффективность больше), - грубодиспресная. При условии, что в пласте образуется мелкодисперсная эмульсия, увлекается в поток щелочного раствора, котрый прокачивается по пласту.

Вязкость щелочного раствора увеличивается, поэтому соотнощшение подвижностей улучшается, т.о. процесс вытеснения лучше. (большой объем доп.нефти) М=λв/λн, λ=k/μ

Если в пласте образуется грубодисперсная эмульсия, она задерживается (капельки нефти) в сужениях пор и блокирует наиболее проницаемые участки. Закачиваемый раствор пойдет по др. каналам (меньший объем доп.нефти)

Недостатки:

- набухание глин выше, чем в пресной воде, поэтому если глин.коллектор необходимы лаб.исследования на степень набухания глин

- растворение породы пластов (силикатов, кот. Находится в песчаниках) >> уменьшение концентрации щелочного раствора

- процессы адсорбции

- опред.требования к активности

- взаимодействие щелочи и породы >> соли, нерастворимые в воде >> уменьшение проницаемости

Закачка водных растворов спиртов

Создается оторочка р-ра спирта и проталкивается водой. Основные механизмы:

- поглощение спиртом связанной воды

- поглощение воды и вынос, приводящие к эффекту сжатия набухающих глин.

Эти механизмы способствуют увеличению относительной проницаемости по нефти.

students-library.com

Причины применения методов интенсификации добычи нефти.

Причины применения методов интенсификации – увеличение дебита скважин, переход в экономически оправданную добычу, уменьшение срока разработки месторождения без существенных потерь в нефтеотдаче и т.п.

Коэффициент нефтеотдачи представляет собой долю извлекаемых запасов от геологических. Характеризуется следующим соотношением:

где  - коэф. вытеснения;

 - коэф. охвата заводнением по объему пласта;

 – коэф. охвата пласта сеткой скважин по площади;

 - коэф. охвата заводнением по разрезу пласта.

 зависит от физико-химических свойств породы, нефти и вытесняющего агента.

 зависит от плотности сетки скважин, от соотношения и расположения нагн. и доб. скважин.

 зависит от степени неоднородности пласта по разрезу.

Различные методы увеличения нефтеотдачи и методы интенсификации добычи тем или иным образом воздействуют на данные коэффициенты, что, в конечном счете, может изменить нефтеотдачу пласта.

На первых стадиях раз-ки интенсифицируются высокопродуктивные скв (их продуктивность может увеличиться в 1.5-3 раза). Малопродуктивные интенсифицируются после ухудшений условий экспл. высокопродуктивных (обводнение).

students-library.com

2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.

Повышение интенсификации добычи нефти за счет ремонтов на скважинах, эксплуатируемых фонтанным и механизированным способами

Известно, что для обеспечения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин применяют методы искусственного воздействия на породы ПЗП с целью увеличения их проницаемости. Однако практика показывает, что иногда достаточно за счет проведения соответствующего ремонта удалить со стенок скважины в ПЗП отложения парафина, смолистых, глинистых и других загрязняющих пласт веществ, при этом производительность скважин может существенно увеличиваться.

Савиным Ю.А. предложен новый метод интенсификации притока флюида в нефтяных скважинах со сложнопостроенными колекторами (патент РФ №2109134).

Предлагаемая технология основана на использовании акустических преобразователей звуковых волн, смещающих частотный спектр волн в сторону ультразвуковых колебательных процессов. При этом мощность звукового поля оказывается достаточной для инициирования процесса кавитации при гидростатическом давлении, большем давления насыщения. Вследствие этого разгазирование нефти начинается значительно ниже по стволу скважины (на 200-600 м.), чем при отсутствии обработки ствола акустическим преобразователем. В «пучностях» волн, образующихся по длине ствола скважины, происходит обогащение нефти пузырьками газа, вследствие чего увеличивается газонасыщенность потока и уменьшается средневзвешенная плотность столба жидкости. При этом значительно возрастают дебиты скважин (на 10 % и более).

Конструктивно модульная резонансная система представляет собой набор трубчатых резонаторов (диаметром 48-76 мм при общей длине не более 2-х метров), которые устанавливаются в компоновке НКТ при фонтанной эксплуатации или ниже ЭЦН при механизированной добыче. Возможен автономный спуск модульной резонансной системы (МРС) в лифтовые трубы с помощью тросо-канатной техники. Резонатор не препятствует прохождению приборов и различным видам обработок в скважинах. При этом резонатор можно устанавливать в любом месте колонны, а при установке сразу нескольких резонаторов усиливается суммарный эффект от их воздействия.

Промысловые испытания по применению модульной резонансной системы проводились с участием автора на десяти скважинах Талинского месторождения.

КЛАССИФИКАЦИЯ РАБОТ НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных связанно с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин, которые исходя из ремонта подразделяются на текущий и капитальный.

ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ. Основа плана текущих ремонтов скважин - это плановые величины межремонтного периода работы (МРП) скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению задач по добыче нефти.

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН (далее КРС) - комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, а так же ликвидации скважин.

Классификация работ по осуществлению КРС:

КР 1 - ремонтно-изоляционные работы;

КР 2 - устранение негерметичностей;

КР 3 - ликвидация аварий;

КР 4 - переход на другие горизонты;

КР 5 - установка ОРЗ, пакеров отсекателей;

КР 6 - комплекс подземных работ связанных с бурением;

КР 7 - обработка призабойной зоны в том числе:

КРГ 1 - кислотная обработка;

КРГ 2 - проведение ГРП;

КРГ 3 - гидропескоструйная перфорация;

КРГ 4 - виброобработка;

КРГ 5 - термообработка;

КРГ 6 - применение растворителей;

КРГ 7 - промывка растворителем ПАВ;

КРГ 8 - дополнительная перфорация, торпедирование;

КРГ 9 - выравнивание профиля приёмистости нагнетатель-

ной скважины.

Методы воздействия на призабойную зону пласта являются составной частью геолого-технических мероприятий, направлены на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Цель применения увеличение добывающей способности скважины.

Применение их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных глинистых растворов или водных растворов солей. Это приводит к образованию стойких малоподвижных систем »нефть-вода»с высоким градиентом сдвига, проникновению фильтрата в призабойную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора. Следствием этих изменений является снижение технико-экономических показателей, продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта

Контрольные вопросы:

1. На какие группы делятся методы искусственного воздействия?

2.Кем предложен новый метод интенсификации?

3. Что представляет собой капитальный ремонт скважины?

Литература

1. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1982. – 312с.

2.Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 299с.

3.Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572с.

4.Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. - 541с.

5.Варфоломеев Д. Ф., Хамаев В. Х. Химия нефти и газа. – Уфа, 1977. – 61с.

Лекция 29

Тема: Методы увелечения нефтеотдачи пластов.

План:1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.

studfiles.net