Вытеснение нефти водными растворами полимеров. Вытеснение нефти мицеллярными растворами


Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти мицеллярными растворами. - 55

Нагнетание водорастворимых ПАВ.

Вытеснение нефти углекислым газом.

Увеличения нефтеотдачи пластов

Дополнительные критерии применимости методов

Помимо указанных критериев, общих для всœех методов увели­чения нефтеотдачи пластов, при выборе одного метода для кон­кретных геолого-физических условий того или иного месторожде­ния крайне важно руководствоваться следующими дополнительными частными критериями.

Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПа·с, так как при

более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым га­зом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.

Пластовое давление должно быть более 8-9 мПа для обеспе­чения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления.

Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффектив­ность из-за проявления гравитационного разделœения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.

2. Нагнетание водогазовых смесей.

Вязкость нефти более 25 мПа·с неблагоприятна для примене­ния метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустой­чивое вытеснение нефти и образование байпасов.

Большая толщина пласта способствует гравитационному раз­делœению газа и воды и снижению эффективности вследствие умень­шения охвата вытеснением.

3. Полимерное заводнение.

Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению моле­кул полимера и снижению эффективности.

При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимер­ного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул рас­твора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.

В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект за­гущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в данном ограничении.

Недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причи­нам, что и для полимера.

Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.

Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограни­чения по температуре, проницаемости пласта и солености.

Мицеллярные растворы на базе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вслед­ствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превра­щаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.

Вязкость нефти допускается не более 15 мПа·с, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-лярного раствора за счёт дорогостоящего компонента (спирта).

Продуктивные пласты бывают представлены только песчани­ками, так как в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы.

referatwork.ru

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: о=н/в. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т. д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С.

Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геологопромысловых условиях представления об эффективности метода становятся менее оптимистичными. В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %)

В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПас, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Теплофизические методы.

Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20—30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4—0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10—40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потерн тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200—300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.

Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

  • прямоточное «сухое» горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

  • прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500—2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30—35%. Мощность пласта должна быть более 3—4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70—80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре—соответственно 400—500 и 200—300 °С. поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16—20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.

К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом—10—20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода—8—14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПас и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удастся реализовать более дешевый метод — заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном—не более 96—97 °С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью—более 60—70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35—40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

studfiles.net

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти водными растворами полимеров. - 607

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объёма залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целœесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минœерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод должна быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целœесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т. д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селœективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С.

Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геологопромысловых условиях представления об эффективности метода становятся менее оптимистичными. Сегодня возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

При этом методе в качестве вытесняющего агента͵ в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объёме около 10 %)

В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Размещено на реф.рфРаствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целœесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целœесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Теплофизические методы.

Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителœей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа‣‣‣с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объёме 20—30 % к общему объёму пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4—0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на крайне важно сти создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважинœе и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10—40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потерн тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. По этой причине целœесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинœеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200—300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. При этом рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта͵ вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объёмы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объём пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Размещено на реф.рфДля предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважинœе и в пласте.

Термохимические методы.

Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделœением большого количества тепла (внутрипластовым ʼʼгорениемʼʼ). Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей бывают применены следующие методы:

-— прямоточное ʼʼсухоеʼʼ горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

-— прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определœенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и крайне важно сть применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500—2000 м. Методы бывают рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целœесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30—35%. Мощность пласта должна быть более 3—4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70—80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта͵ может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре—соответственно 400—500 и 200—300 °С. в связи с этим они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16—20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.

К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определœенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом—10—20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода—8—14 МПа. Следовательно, эти методы целœесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целœесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удастся реализовать более дешевый метод — заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном—не более 96—97 °С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью—более 60—70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом бывают достаточно эффективными и при меньшей ее величинœе (35—40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

referatwork.ru

Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение

Успешное и широкое применение заводнения нефтяных место­рождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поста­вило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, завод­ненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их на­столько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создавае­мых перепадом давления, и выровняв подвижности в различных слоях.

Мицеллярно-полимерное заводнение и направлено на устране­ние капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение оста­точной нефти.

Структура и состав мицеллярных растворов. Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент — специальное, растворимое в нефти и воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), они могут смеши­ваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углево­дородной жидкости и воды. При их перемешивании в определен­ных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или микроэмульсия. При этом образуются так называемые нефтеводяные мицеллы-агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жид­ким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы назы­ваются мицеллярными растворами или микроэмульсиями (раство­римая нефть или вспученные мицеллы). В зависимости от степени различия энергий взаимодействия молекул ПАВ с молекулами воды и нефти могут образоваться сферические или пластинчатые (многослойные) мицеллы размером от домм.

К простейшим мицеллам относится сферическая мицелла с неф­тяной или водной основой — ядром. У мицеллы с нефтяной ос­новой на поверхности находятся молекулы воды, у мицеллы с водной основой — молекулы нефти, составляющие внешние фазы мицеллярных растворов.

При разбавлении мицеллярных растворов фазой, однородной с молекулами внешней оболочки мицелл, энергия взаимодействия с ними ПАВ уменьшается, и сферические мицеллы могут обратимо распадаться на отдельные сложные молекулы. При более высоких концентрациях внутренней фазы мицелл сферические мицеллы превращаются в пластинчатые. Последние, взаимодействуя между собой, способны создать в объеме системы структурную сетку геля (жидкие кристаллы).

Мицеллярные растворы способны к растворению или поглоще­нию жидкостей, составляющих основу мицелл или их внутреннюю фазу, если их молекулярное взаимодействие сильнее энергии вза­имодействия молекул ПАВ и молекул ядра мицелл.

Когда происходит растворение или поглощение, мицелла вспу­чивается, увеличивается в размерах в зависимости от строения мицеллы.

Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и по­лупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.

Оптимальные мицеллярные растворы получаются, когда энер­гии взаимодействия на единицу поверхности ПАВ с водой и с нефтью одинаковы и значительны по величине. Это условие — основное для образования устойчивых в обычных условиях мицеллярных растворов. Но, чтобы они были устойчивыми в пласте, в за­висимости от свойств пластовых нефтей, солевого состава воды, насыщенности и строения пласта, в растворы приходится добав­лять четвертый компонент — различные стабилизаторы.

В качестве углеводородной жидкости можно применять сжи­женный газ, керосин, сырую легкую нефть и другие жидкости, но с увеличением их так называемого алканового углеродного числа повышается межфазное натяжение и ухудшаются условия применения.

Вода — важная составная часть раствора. Можно применять обычную пресную воду, пластовую минерализованную или под­вергнутую специальной обработке, но с заданной соленостью и определенным солевым составом.

Поверхностно-активными веществами обычно являются водо-нефтерастворимые вещества, обладающие большой солюбилизирующей способностью, — алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты, нонил-фенолы и др. Могут применяться композиции различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. Па­раметром солюбилизации является отношение объема нефти к объему ПАВ в мицеллярном растворе.

В качестве стабилизатора обычно используются спирты — изопропиловый, бутиловый, гексанол и др.

Изменяя содержание ПАВ, стабилизатора, углеводородов и воды, можно получить мицеллярный раствор либо с внешней нефтяной, либо с внешней водяной фазой с различными структу­рой мицелл, устойчивостью и межфазным натяжением на контакте с нефтью и водой.

Поверхностное натяжение между углеводородной и водной фазами в оптимальных мицеллярных системах приближается к нулю (не более 0,001 мН/м).

Количественное содержание и типы основных компонентов в мицеллярных растворах определяют их фазовое состояние (одно- или двухфазное), солюбилизирующую способность, вяз­кость, плотность, стабильность, прозрачность и др.

Существование однофазных мицеллярных растворов возможно в широком диапазоне изменения содержания составляющих ком­понентов—нефти, ПАВ, воды и стабилизатора. По своей струк­туре выделяются четыре основных типа мицеллярных растворов, или микроэмульсий, различающихся взаимодействием с водой и нефтью.

Тип I — мицеллярный раствор, неравновесный, с высокой кон­центрацией ПАВ, растворимый в воде и в нефти.

Тип II — мицеллярный раствор, уравновешенный с нефтью и растворимый только в воде. Избыток нефти с течением времени выделяется из раствора, и образуется устойчивая граница раз­деления фаз, но межфазное натяжение на границе с нефтью мало (0,1—0,001 мН/м), а на границе с водой равно нулю. Данный тип называют мицеллярным раствором с внешней водной фазой, иногда «нижней фазой» или водонефтяной микроэмульсией.

Тип III — мицеллярный раствор, уравновешенный с водой и растворимый только в нефти, или раствор с внешней углеводород­ной фазой, иногда его называют «верхней фазой» или нефтеводяной микроэмульсией.

Тип IV— мицеллярный раствор, нерастворимый ни в воде, ни в нефти, т. е. уравновешенный с нефтью и водой, иногда назы­вают «средней фазой». У этого раствора межфазное натяжение на границе и с нефтью, и с водой очень низкое (0,001 — 0,0001 мН/м), что обеспечивает смешивающееся вытеснение.

Тип мицеллярного раствора зависит от соотношения компо­нентов содержания солей в воде, температуры и моле­кулярной структуры ПАВ, а также от других факторов.

Наибольшего внимания заслуживают мицеллярные растворы типа II и IV. Тип II может существовать при значительном со­держании воды и солей в воде, что часто встречается в реальных нефтяных коллекторах при малом содержании ПАВ, почти не тре­бует углеводородной жидкости для приготовления. Но большое содержание кальция в воде приводит к отрицательному явле­нию— его инверсии, т. е. изменению структуры раствора и обра­зованию микроэмульсии. Мицеллярный раствор типа IV обычно содержит воду и нефть в равных объемах, обладает наилучшей вытесняющей способностью, но при изменении концентрации со­лей может переходить в растворы типа II или III. Мицеллярный раствор типа III менее интересен из-за большого содержания нефти. Недостаток мицеллярного раствора типа I заключается в высоком содержании дорогих ПАВ и спиртов. Обычно он ис­пользуется для приготовления растворов других типов.

Минерализация воды, различные добавки (композиции) ПАВ могут приводить к ситуациям, когда возможно совместное су­ществование мицеллярных растворов различных типов и структур и реальные тройные фазовые диаграммы будут значительно слож­нее идеализированных.

Все мицеллярные растворы (однофазные) независимо от их структуры при движении в пласте неизбежно испытывают наруше­ние однофазности. Наименее устойчив раствор типа IV («средняя фаза»), который существует при строго определенных солености, водонефтяном отношении, отношении ПАВ к содетергенту и об­щей концентрации ПАВ. Дополнительное попадание солей в раст­вор или потеря ПАВ из раствора в вытесняемые нефть или воду обусловливает превращение «средней фазы» в «верхнюю фазу» на фронте вытеснения и в «нижнюю фазу» позади оторочки. Разделение фаз происходит при межфазном натяжении между ними, равном или большем 0,1—0,01 мН/м.

Обычно «средняя фаза» (тип IV) находится между «верхней» и «нижней» при движении в пласте, а процесс вытеснения из смешивающегося неизбежно переходит в несмешивающийся.

Кроме основных компонентов, входящих в мицеллярный раст­вор, в них можно включать и другие, не оказывающие вредного влияния, например некоторые бактерициды (слабый раствор формальдегида, формалина, сулемы, медного купороса), препят­ствующие разрушению раствора бактериями. Иногда для повы­шения стабильности растворов добавляются специальные соли и другие вещества.

Разновидности мицеллярных растворов в основном опреде­ляются типом, составом и концентрацией применяемых ПАВ, а выбираются они исходя из конкретных задач применения — для обработки призабойных зон пластов или создания оторочек с целью вытеснения остаточной неподвижной нефти — с учетом особенностей строения пластов и свойств насыщающих их жид­костей.

Как видно, устойчивые мицеллярные растворы можно полу­чить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора (тип II ).

Для простоты использования мицеллярных растворов стали применять базовый состав (концентрат) мицеллярной жидкости, которая добавкой обычной воды в промысловых условиях дово­дится до мицеллярных растворов с необходимыми свойствами.

Концентрат содержит тщательно сбалансированное количество углеводородной жидкости, ПАВ типа нефтяных сульфонатов и стабилизатора — спирта. Примерный состав концентрата — 65% углеводорода, 28% нефтяного сульфоната и 7% спирта.

К категории концентрированных мицеллярных растворов относится и так называемая растворимая нефть.

Растворимая нефть получена добавлением ПАВ (сульфонат натрия) и стабилизатора (этиленгликоль или изопропиловый спирт) в сырую нефть. Содержание воды в растворимой нефти составляло 4—7%. Причем применялась как пресная вода (0,08 % солей), так и слабоминерализованная (2,9 % солей).

Все указанные типы растворимой нефти представляли собой устойчивые растворы с внешней углеводородной фазой с опреде­ленной точкой инверсии, после которой при разбавлении водой они становились растворами с внешней водяной фазой.

studfiles.net

5.18.Применение мицеллярных растворов

Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в другой жидкостей,

например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи

при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения

поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой

и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват

воздействием.

Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые системы с размером

частиц 10-6…10-4 мм. Стабилизация растворов поверхностно-активными

веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы),

способные удерживать воду.

МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не коагулируют и не

коалесцируют.

Опыты показали, что МЦР успешно применимы в песчаниках, малоэффективны

в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для применения МЦР не

рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%, вязкость нефти от

2…3 До 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой воде 4…5%,

температура пласта не более 65…75оС.

При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна буферной

жидкости.

5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров

Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению с нефтью

вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает

неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных

потоков.

В целях повышения эффективности процесса применяют методы

искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в воду

полимеров.

Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся хорошей

растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя количество

ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и повышения

нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем оторочки –

не менее 30% порового пространства.

Критерием эффективности применения полимерного заводнения является

количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера.

Установлено, что применение загустителей приводит к снижению расхода

для заводнения, выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин,

снижению темпа обводнения.

Промышленное воздействие применялось с 1975 года на Ново-Хазинской

площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с

концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р =

0,886 Г/куб.См, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.

5.20. Применение углеводородных растворителей

Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве

вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть

эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями.

Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный

растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором

критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти на 1

т растворителя, был бы максимальным.

Были изучены вытесняющие свойства растворителей – бензола, толуола,

этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

Рациональным решением применения растворителя является создание

оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью,

например, загущенными полимерами жидкостями.

Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО –

реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной

пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими

свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении

studfiles.net

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т. д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С.

Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геологопромысловых условиях представления об эффективности метода становятся менее оптимистичными. В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %)

В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Теплофизические методы.

Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20—30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4—0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10—40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потерн тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200—300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.

Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

-— прямоточное «сухое» горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

-— прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500—2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30—35%. Мощность пласта должна быть более 3—4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70—80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре—соответственно 400—500 и 200—300 °С. поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16—20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.

К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом—10—20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода—8—14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удастся реализовать более дешевый метод — заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном—не более 96—97 °С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью—более 60—70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35—40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

lektsia.info

Вытеснение нефти водными растворами полимеров. — Студопедия.Нет

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, призначительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т. д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше0,03—0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С.

Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геологопромысловых условиях представления об эффективности метода становятся менееоптимистичными. В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %)

В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известныхмицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2.Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%.Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурнымнагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Теплофизические методы.

Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20—30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4—0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10—40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикаливозможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %,проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потерн тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200—300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.

Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

-— прямоточное «сухое» горение, когда на забое воздухонагнетательнойскважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

-— прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500—2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессегорения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30—35%. Мощность пласта должна быть более 3—4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70—80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горениепротекает при меньшей температуре—соответственно 400—500 и 200—300 °С. поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впередифронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16—20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.

К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом—10—20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода—8—14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удастся реализовать более дешевый метод — заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном—не более 96—97 °С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью—более 60—70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35—40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

studopedia.net