Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов. Закачка нефти в пласт


Закачка газа в пласт для повышения нефтеотдачи.

Известно, что технологически эффективным способом повышения нефтеотдачи является закачка в нефтяные пласты СО2. СО2 хорошо растворяется в нефти, в том числе в тяжелой. При этом объем нефти увеличивается в 1,5 раза, что повышает нефтенасыщенность в прискважинной зоне. Кроме того, в десятки раз снижается вязкость нефти. Это способствует не только увеличению дебита нефти, но и росту коэффициента извлечения нефти (КИН) до 87-94%; прирост добычи составляет не менее 1,3 т/т СО2. Реализация этой прогрессивной технологии в России сдерживается отсутствием крупных, надежных и недорогих источников СО2.

В “ЭКОЭН” разработана новая технология сжигания топлива, позволяющая получать продукты горения с содержанием СО2 порядка 95 %. По этой технологии в качестве окислителя применяется не воздух, а смесь кислорода с СО2. Доля кислорода в смеси примерно такая же как в воздухе. В результате обеспечивается возможность использования серийно выпускаемого теплоэнергетического оборудования.

Необходимый для сжигания топлива кислород получается с помощью турбодетандерных вохдухоразделительных установок (ВРУ), выпуск которых освоен отечественной промышленностью. Принципиальная схема подачи окислителя показана на рис.10: воздух подается на ВРУ, где разделяется на азот и кислород. Азот может закачиваться в пласты для эксплуатации нефтяного месторождения в газонапорном режиме. Кислород подается в смеситель (СМ) и смешивается с продуктами горения, состоящими в основном из СО2. Часть продуктов горения отбирается из парогенератора (ПГ) и перекачивается в смеситель с помощью рециркуляционного дымососа (РД).

Рис.10.  Принципиальная схема подачи окислителя для сжигания топлива

Полученный в смесителе искусственный окислитель подается в топку парогенератора для сжигания топлива. Продукты горения на выходе из парогенератора состоят в основном из СО2, концентрация которого может достигать 95%. Эти газы могут быть эффективно использованы для закачки в пласты с целью повышения нефтеотдачи. Если дополнительно установить паротурбинную установку, работающую от парогенератора и приводящую в действие электрогенератор, то можно получать недорогую электроэнергию на базе собственных топливных ресурсов.

Разработанная технология позволяет использовать для повышения нефтеотдачи не только СО2, но и азот, карбонизированную воду, водяной пар и горячую воду.

Таким образом, рассмотренная технология обеспечивает рациональное использование нефтяного газа, улучшение экологической ситуации в районе нефтяного или нефтегазового месторождения, дает возможность получить дополнительную прибыль за счет реализации избыточной электроэнергии. Технико-экономические показатели подтверждают высокую рентабельность (60-318 %) и низкие сроки окупаемости капиталовложений (0,37 – 1,2 года). Стоимость СО2 при применении рассматриваемой технологии (19-55 долл./т) сокращается по сравнению со стоимостью СО2, полученной на основе применения МЭА (1900 долл./т), сокращается в 55-98 раз. При этом она ниже стоимости СО2, добываемого из природных месторождений в США (60-70 долл./т с учетом всех затрат).

Опыт ОАО «Татнефть».

С внедрением напорной герметизированной системы сбора продукции скважин резко сократились потери нефтяного газа. Однако в цепочке продвижения продукции от скважины  до потребителя остались технологически неизбежные узлы разгерметизации. В системе сбора нефтяного газа – это конденсатосборники, установленные на пониженных участках промысловых газопроводов, а в системе сбора нефти – резервуары. Кроме потерь углеводородного сырья, они создают также значительное загрязнение атмосферного воздуха, превышающее предельно-допустимое на расстоянии 800 – 1500 м (рис.11).

Рис.11.  Рассеивание углеводородов из конденсатосборников

На выбросы из этих объектов приходится до 60% экономического ущерба, создаваемого выбросами из передвиэных и стационарных источников в районах добычи нефти. Поэтому важной задачей является максимальное сокращение потерь и выбросов из конденсатосборников и резервуаров, особенно в условиях высокой плотности населения в Татарстане.

Одним из подходов к решению данной проблемы является технология подготовки нефти с рециркуляцией газа, которая заключается в возврате газа второй и последующих ступеней сепарации на предыдущую (рис.12). При этом тяжелые компоненты газа извлекаются из него нефтью и тем самым уменьшается количество конденсата, выпадающего в газопроводе без применения адсорбентов и дорогостоящего оборудования. Дополнительно требуется лишь проложить газапровод от компрессора до сепаратора первой ступени.

Рис.12.  Схема рециркуляции газа с регулируемым составом сырья

1-подводящий нефтепровод, 2,2’-газопровод предварительного отбора газа,3-газапровод возврата газа, 4-циркуляционный газопровод, 5-газопровод, 6-сепаратор первой ступени, 7-газопровод первой ступени, 8-компрессор, 9-транспортный газопровод, 10-сепаратор второй ступени, 11-нефтепровод, 12-технологический резервуар

Оптимальные технологические параметры зависят от состава нефтей. Для их определения была разработана оптимизационная модель сепарации нефти с рециркуляцией газа.

Процесс осуществляют в два этапа: вначале перед первой ступенью сепарации предварительно отбирают газ, что позволяет улучшить абсорбирующую способность нефти и извлечь большее количество тяжелых компонентов из рециркулирующего газа, затем часть этого газа (40 – 100%), определяемую оптимизационными расчетами, возврвщают в нефть для более избирательного распределения углеводородных компонентов между фазами на последующих ступенях сепарации.На практике технология позволяет снизить суммарные потери от испарения и конденсации на 24% без увеличения нагрузки на компрессорное оборудование.

Технология рециркуляции в настоящее время внедрена на 10 крупных узлах сепарации нефти, а также на ДНС. Однако она лишь снижает потери конденсата, но не исключает их полностью. В связи с этим было найдено радикальное решение: транспортирование конденсата, выпадающего в конденсатосборниках, вместе с газом (и за счет энергии самого газа) по газопроводу на перерабатывающий завод (рис.13).

Рис.13.  Схема транспортирования газа с распыленным конденсатом

1-нефтепровод, 2,3-сепаратор первой и второй ступени, 4-установка подготовки нефти,5-компрессорная станция, 6-газопровод, 7-емкость сбора воды, 8-конденсатосборник, 9-диспергатор, 10-водопровод, 11-накопительная емкость, 12-конденсатопровод, 13-фазовый разделитель, 14-ГПЗ

Газ, выделяющийся в сепараторах, компримируют до давления 0,5 – 0,6 Мпа, затем подают в газопровод. В процессе движения газа вследствие снижения температуры до 10 – 15 оС  из него выпадает конденсат, который на начальном участке газопровода состоит, в основном, из воды (до 95%). При дальнейшем движении газа из него выпадает углеводородный конденсат, который скапливается в конденсатосборниках 8. Отстоявшийся в них конденсат пропускают через диспергатор 9 и образовавшуюся тонкодисперсную систему непрерывно вводят в зоны пониженного давления, которые создают по трассе газопровода задвижками в местах наибольшего скопления конденсата. За счет перепада давления создается повышенный скоростной напор газового потока, способствующий мгновенному распространению (и, частично, испарению) полученных в диспергаторах мельчайших капелек углеводородного конденсата в объеме газового потока по длине газопровода. В результате на ГПЗ в полном объеме поступают углеводороды в виде обогащенного газа и мелкодисперсного конденсата.

Энергетические затраты на реализацию данной технологии снижаются, если одновременно используется технология рециркуляции, т.к. при этом уменьшается количество диспергируемого конденсата.  

Таким образом, задача сокращения (исключения) потерь углеводородов при транспортировании газа полностью решается двумя взаимно дополняющими технологиями: рециркуляции и транспорта распыленного конденсата.

Для сокращения потерь нефти от испарения в промысловых резервуарах в АО «Татнефть» разработана система улавливания легких фракций нефти (УЛФ)  (рис.14).

Рис.14.  Принципиальная схема системы УЛФ

1-резервуар, 2-компрессор, 3-сепаратор, 4-датчик давления, 5-датчик уровня, 6-регулирующие клапаны, 7-газоуравнительная система

 Принцип работы системы УЛФ заключается в откачке избыточных паров нефти из резервуаров и подаче подпиточного газа в резервуары при снижении в них давления, т.е. данная система исключает сообщение газового пространства резервуаров с атмосферным

Рис.15.  Изменение давления в резервуаре

воздухом. Система автоматики по сигналам датчиков давления, установленных на резервуарах, управляет работой компрессора, клапаном подачи подпиточного газа, насосом для откачки конденсата и др. элементами. Давление в резервуаре остается практически постоянным (рис.15). При  работе системы УЛФ дыхательная арматура резервуара выполняет роль предохранительной.

К установкам УЛФ могут подключаться сырьевые, товарные резервуары и концевые сепараторы. Таким образом может быть реализована полностью герметизированная система сбора и подготовки нефти.

Рис.16.  Количество углеводородов, уловленных установками УЛФ (на 1.11.98г.)

Окупаемость затрат по установкам УЛФ гарантируется в срок от 6 месяцев до 2,5 лет в зависимости от производительности резервуарного парка  и обеспечивается за счет предотвращения технологических потерь.

Установки УЛФ используются также в режиме компрессорной станции для сбора и транспортировки газа до магистральных газопроводов.

Таким образом, впервые в мире в Татарстане решена проблема выбросов легких фракций углеводородов в атмосферу для целого нефтяного региона, при этом сохранено от испарения более 600 тыс.тонн нефти углеводородов. Более 40 установок работают на предприятиях России и стран СНГ, в том числе на объектах АО «Татнефть» – 27 установок.

students-library.com

Закачка газа в пласт. Условия и технология проведения. | Neftegaz Wiki

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАКАЧКОЙ ГАЗА

Мищенко, стр. 204

Имеется ряд нефтяных месторождений, в разрезе которых встре- чаются газоносные пропластки, а также месторождения нефти с газовой шапкой. В этих случаях можно использовать ППД закач- кой газа, особенно, если отсутствуют источники водоснабжения. В качестве источника газа, кроме перечисленных, может использо- ваться газ, попутно добываемый с нефтью. Если нефтяное место- рождение имеет газовую шапку, очевидно, что закачка газа долж- на вестись в газовую шапку. Если газовая шапка отсутствует, то возможно ее искусственное формирование в наиболее повышен- ной части продуктивного горизонта путем бурения специальных газонагнетательных скважин. Основные принципы управления выработкой запасов нефти, изложенные выше, остаются справед- ливыми и при закачке газа за исключением того, что в этом случае необходимо предотвращать образование газовых конусов в добы- вающих скважинах. Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять и в том случае, когда условия закач- ки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных неф- тенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой. В этом случае заводнение оказывается не только неэффективным, но и создает серьезные проблемы, свя- занные с низкой приемистостью нагнетательных скважин, которая во времени значительно снижается вплоть до нуля. В подобных коллекторах предпочтительной является закачка газа, который практически не взаимодействует с составляющими породами коллектора. Следует четко понимать, что энергетически процесс закачки газа менее эффективен в сравнении с закачкой воды по следующим причинам: 1. Так как плотность компримированного газа кратно мень- ше плотности воды, гидростатическое давление на забое газо- нагнетательной скважины всегда меньше такового при закачке воды (при прочих равных условиях). Для достижения необходимой репрессии, определяемой объемом закачиваемого газа, не- обходимо увеличивать забойное давление за счет увеличения ус- тьевого давления, что приводит к необходимости увеличивать рабочее давление на компрессорной станции и затраты на комп- римирование газа. 2. Обладая высокой в сравнении с водой сжимаемостью, объем компримируемого газа (для заданного забойного давления) должен быть существенно большим, чем объем воды, что также приводит к возрастанию затрат накомпримирование. 3. Закачиваемый углеводородный газ при контакте с нефтью частично растворяется в ней, что приводит к необходимости увели- чения объема газа. Указанные причины являются существенными, поэтому ППД закачкой газа при разработке нефтяных месторождений не нашло широкомасштабного применения. Основным вопросом при реализации ППД закачкой газа явля- ется вопрос расчета объема закачиваемого газа, приведенного к пластовым условиям (Pпл и Tпл).

Баланс объемных расходов отбора и закачки в общем виде мож- но записать так:

Реализация ППД закачкой газа невозможно без строительства компрессорной станции с соответствующими комп- рессорными машинами и системой их обслуживания, что требует значительных капитальных вложений. Если в районе разрабатываемого нефтяного месторождения имеется достаточно мощный источник углеводородного газа высо- кого давления, то система ППД существенно упрощается и стано- вится менее капиталоемкой. Газонагнетательные скважины могут иметь конструкцию, от- личающуюся от конструкции водонагнетательных скважин, что связано с особенностями закачки отличного от воды рабочего агента. Кроме углеводородного газа, в качестве источника закачки для ППД может использоваться диоксид углерода или азот. На этом можно было бы закончить рассмотрение вопроса уп- равления выработкой запасов путем ППД,если рассматривать этот элемент изолированно от других взаимосвязанных элементов об- щей добывающей системы.

neftegaz.wikia.com

5.11. Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе

глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них

водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей

по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на

устье скважин давления, равного по величине забойному.

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках

и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

V = Vн + Vв + Vг

Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к

пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные

потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть

выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V

n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием

герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в

пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам

наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12.Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а,

следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с

вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может

оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных

месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к

постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти

и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в

конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации

30…40 Лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское,

текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно-

производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при

закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при

температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при

200оС – до 0,783.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на

границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05

эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО –

86,3%, Горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются

две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой

температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс

вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность,

ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в

следующей последовательности.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по

уравнению:

[pic]

где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород,

окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3

кв.м/м).

studfiles.net

Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

 

Для повышения нефтеотдачи применяют следующие способы:

¨ закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

¨ нагнетания в пласт теплоносителя;

¨ внутрипластовое горение;

¨ вытеснение нефти растворами полимеров;

¨ закачка в пласт углекислоты.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ,снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Для выравнивания фронта продвижение воды в пласт закачивают водо-растворимые полимеры.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0.01 ... 0.05 % придают ей вязкоупругие свойства, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0.2 ... 1 % пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5 ... 10 раз больше вязкости воды.

Нагнетание в пласт теплоносителя(горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горениязаключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителямив качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

При закачке в пласт углекислотыпроисходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Похожие статьи:

poznayka.org

Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его воздействием. Для этого в пласт через нагнетательные скважины закачивают растворитель и сухой газ поочередно. Отношение паровых объемов растворителя и сухого газа определяют по соотношению долей растворителя и сухого газа в критической точке смеси нефть растворитель газ при пластовой температуре и давлении, которое характеризуется выражением: , где Vпор.раств. поровый объем растворителя м3; Vпор.сух.газа поровый объем сухого газа м3; Aкр доля растворителя в критической точке при пластовых температуре и давлении, м3; Pпл.р пластовое давление растворителя, МПа; Tпл.р пластовая температура растворителя, °С; Pпл.г пластовое давление сухого газа, МПа; Tпл.г пластовая температура сухого газа, °С. Выбор соотношения газа и растворителя в газожидкостной оторочке позволяет получить высокоэффективный процесс при закачке минимально возможного количества растворителя. 2 табл. 1 ил.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с использованием газообразных и жидких вытесняющих агентов для закачки в пласт и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи обычных и сложно построенных нефтяных месторождений, а также для разработки нефтяных месторождений с малопроницаемыми коллекторами и нефтями повышенной вязкости. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его воздействием. На чертеже представлена диаграмма фазовых превращений. Сущность данного способа заключается в следующем. При вытеснении нефти сухим газом для создания в пласте наиболее эффективного процесса смешивающегося вытеснения необходимо проводить процесс при чрезвычайно высоких давлениях порядка многих сотен атмосфер. Причем давление процесса при данной температуре зависит главным образом от состава нефти, т. е. от наличия в ней легких компонентов (легких фракций).Давление смешивающегося вытеснения тем ниже, чем больше в нефти содержание легких фракций. Поэтому для того, чтобы процесс смешивающегося вытеснения имел место, уже при пластовых условиях к сухому газу можно добавить легкие фракции (например ШФЛУ). Для научно-обоснованного выбора соотношения объемов закачиваемого сухого газа и растворителя используют: 1. Экспериментальную методику определения критического состава газожидкостных систем с помощью визуального сосуда равновесия для прямого наблюдения за фазовым состоянием системы. 2. Методику расчета взаиморастворимости в нефтегазоконденсатных системах. Достаточно сказать, например, что при 37оС критическая тема системы метан (главный компонент сухого газа) н.декан (нормальный углеводород массой 142,16, отвечающий примерно мол.массе средних стабильных конденсатов) имеет давление около 350 кГс/см2. В то же время при этой же температуре критическая точка системы метан.н.гексадекан (нормальный углеводород с мол.массой 226, отвечающий примерно мол.массе средней нефти) имеет давление более 700 кГс/см2. В то же время ШФЛУ, получаемая в результате низкотемпературной сепарации попутного газа или газа, добываемого из газовой части нефтегазового или нефтегазоконденсатной залежи, имеет мол.массу значительно ниже мол.массы стабильного конденсата. Следовательно, давление полной смешиваемости ШФЛУ с сухим газом существенно ниже, чем для нефти или стабильного конденсата. В результате последовательного многоконтактного обмена компонентами между нефтью и обогащенным ШФЛУ газом возникает зона полной смешиваемости, состав которой отвечает критическому для смены нефть-ШФЛУ-газ при пластовых условиях. Компримирование сухого газа перед нагнетанием в пласт позволяет повысить его температуру, что благоприятно сказывается на ходе процесса вытеснения, т. к. увеличивает перенос газовой фазой компонентов ШФЛУ и нефти, в случае прогрева пласта в зоне контакта газа с ШФЛУ и нефтью снижается их вязкость. Кроме того, это позволяет избежать выпадения парафинов из нефтей, находящихся по своей пластовой температуре на границе такого процесса. Закачанная в пласт ШФЛУ извлекается сухим газом и после низкотемпературной сепарации может быть использована для дальнейшей закачки в пласт. Сухой газ, закачанный в пласт, также полностью извлекается при проталкивании его газообразным вытесняющим агентом (например, дымовым газом), а при использовании в качестве проталкивающих агентов воды или водных растворов в пласте остается только незначительная часть сухого газа. Для проталкивания газожидкостной оторочки к добывающим скважинам можно использовать дымовый газ, полученный в результате сжигания части сухого газа, энергию газа газовой шапки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей или энергию газа газовой или газоконденсатной залежи. При разработке залежей нефтей повышенной вязкости с использованием оторочек из легких жидких углеводородов (ШФЛУ) возможно выпадение из нефти тяжелых асфальтосмолистых компонентов. При этом, как и в случае выпадения парафинов, могут произойти существенное снижение фильтрационных характеристик пласта и его закупорка. Достаточно сказать, что в экспериментальных работах на моделях пласта, когда такая закупорка происходила, ее невозможно было ликвидировать даже перепадами давления в десятки и сотни атмосфер. В этих случаях в пласт приходилось закачивать такие высокоэффективные растворители, как бензол, спиртобензол и т.д. и поднимать температуру. Поэтому, чтобы воспрепятствовать выпадению тяжелых компонентов при контакте газожидкостной оторочки, состоящей из ШФЛУ и сухого газа, между ними закачивают легкую пластовую нефть из нижележащих горизонтов этого же месторождения или другого близлежащего месторождения. Предварительно определяют сродство легкой и тяжелой (вязкой) нефтей путем приготовления их растворов с разными концентрациями и контроля за количеством выпавших тяжелых компонентов. Кроме того, закачка в пласт легкой нефти перед закачкой туда легкой фракции позволяет получить более оптимальный характер изменения вязкости в переходной зоне от вязкой нефти к маловязкой газожидкостной оторочке и тем самым улучшить условия охвата пласт процессом. Способ осуществления следующим образом. 1. Перед началом закачки в пласт через нагнетательную скважину газожидкостной смеси определяют соотношение растворитель-газ, которое обеспечивает смешивающее вытеснение, Это соотношение устанавливают или экспериментально с помощью бомбы PVT для визуального наблюдения фазового состояния смеси или расчетным путем с помощью методики расчета взаиморастворимости. Определяют долю растворителя (Фк)Рпл, tпл и сухого газа (Гк)Рпл tпл в критической точке фазового равновесия системы нефть-ШФЛУ-газ при пластовых температуре и давлении. По этим данным рассчитывают соотношение растворитель-газ в газожидкостной оторочке. Отбираемая через добывающую скважину нефть поступает на блок сепарации нефти. Выделившийся газ направляется на блок низкотемпературной сепарации газа, где он разделяется на сухой газ и ШФЛУ. После блока низкотемпературной сепарации сухой газ и ШФЛУ поступают в распределитель, включающий газовый компрессор высокого давления и жидкостный насос высокого давления для закачки в нагнетательные скважины сухого газа и легкой фракции. Распределитель соединяют по крайней мере с двумя нагнетательными скважинами. С помощью компрессора сухой газ сжимают до высокого давления и направляют в скважину. Одновременно легкую фракцию сжимают насосом и направляют для закачки в нагнетательную скважину. После создания в пласте в области одной скважины оторочки сухого газа высокого давления, а в области другой скважины оторочки легкой фракции, меняют направления потоков вытесняющих агентов, т.е. сухой газ высокого давления после компрессора направляют для закачки во вторую нагнетательную скважину, а ШФЛУ после жидкостного насоса направляют в первую нагнетательную скважину. Таким образом, в пласте создают газожидкостные оторочки, которые продвигают газообразным или жидким проталкивающим агентом в направлении добывающей скважины. Для закачки в пласт газообразного проталкивающего агента (азот, дымовой газ, сухой газ и т.д.) используют газовый компрессор высокого давления. Для закачки в пласт жидких вытесняющих агентов (вода, водные растворы и т.д.) используют жидкостный насос. Таким образом, проталкивающий агент закачивают одновременно в обе нагнетательные скважины. Способ с высоковязкой нефтью реализуют следующим образом. Нагнетательные скважины первую и вторую пробуривают через пласт с высоковязкой нефтью (А) до пласта с маловязкой и большим пластовым давлением (Б) и перфорируют в интервале пластов А и Б. Перепускают легкую нефть из пласта Б в пласт А. Одновременно через добывающую скважину отбирают высоковязкую нефть из пласта А. Одновременно через нагнетательную скважину в пласт Б можно закачивать агент (жидкий или газообразный) для поддержания внутрипластового давления. После создания в пласте А оторочки маловязкой нефти в объеме 5-10% от объема углеводородсодержащей части пласта А, пласты А и Б изолируют. Дальнейшую разработку пласта А ведут как описано выше. Способ нефтегазовой залежи, содержащей газовую шапку, осуществляют следующим образом. Скважины перфорируют на границе газонефтяного контакта и начинают закачивать легкую нефть (ШФЛУ). Соотношение растворитель-газ оценивают по критическому составу смеси легкая нефть-растворитель-ШФЛУ. После создания в пласте необходимой газожидкостной оторочки закачку агентов прекращают. В верхнюю часть залежи через скважину начинают нагнетать дымовой газ, полученный от сжигания части добытого газа. Эффективность смешивающегося вытеснения нефти по данному способу проверили экспериментально и сопоставили с эффективностью вытеснения этой же нефти сухим газом высокого давления при одинаковых температуре и давлении. Эксперимент провели с нефтью и легкой фракцией месторождения, свойства которых приведены в табл. 2. В качестве сухого газа использовали метан. Процессы вытеснения провели на трубчатой длинномерной модели пласта длиной 19,8 м и внутренним диаметром 8 мм, при 100оС и давлении 40 МПа. Помытую растворителем и отвакуумированную модель пласта заполняли керосином, который затем вытесняли нефтью. Эксперимент 1. 1.1. Вытеснение нефти сухим газом. Нефть из модели пласта вытесняли метаном при давлении 40 МПа. Результаты эксперимента показали, что при вытеснении нефти месторождения метаном следы метана в нефти проявились при коэффициенте вытеснения нефти 0,36, после чего содержание метана непрерывно росло, а содержание нефти падало, шла двухфазная фильтрация, характерная при прорыве газа и добывающей скважине. В конце двухфазной фильтрации содержание нефти в потоке упало до 7,5 мас. газовый фактор продукции составил 1600 мас. и коэффициент вытеснения 0,65. Таким образом, со всей очевидностью можно утверждать, что процесс вытеснения сухим газом был несмешивающимся. 1.2. Вытеснение нефти данным способом. 1.2.1. Перед началом вытеснения экспериментально с помощью визуального сосуда равновесия, определяли соотношение нефти легкой фракции конденсата месторождения сухого газа в критической точке этой системы при давлении 40 МПа и по нему рассчитывали соотношение растворителя и сухого газа, закачиваемых в пласт при 75оС и давлении 40 МПа, которое при 0,45 мас. доли сухого газа и 0,55 мас. доли растворителя составит 1,22. 1.2.2. Выбирали объем оторочки сухой газ-растворитель 0,15% от порового объема пласта. Это соответствует 30 cм2 и закачивали в модель пласта 8 см3 конденсата и 24 см3 метана при давлении 40,0 МПа. 1.2.3. Полученную газожидкостную оторочку проталкивали азотом при давлении 40,0 МПа. 1.2.4. Отбирали на выходе из пласта углеводородную жидкость и газ и определяли коэффициент вытеснения. Результаты эксперимента показывают, что в случае использования данного метода в пласте возникает процесс смешивающегося вытеснения, при котором коэффициент вытеснения достигает 0,98% 1.3. Вытеснение нефти данным способом на примере закачки сухого газа в ШФЛУ месторождении. 1.3.1. Оценка взаиморастворимости при закачке газа, обогащенного ШФЛУ, в нефтяное месторождение. Взаиморастворимость пластовой нефти месторождения с газом, обогащенным широкой фракцией легких углеводородов (ШФЛУ), рассчитывали по разработанной во ВНИИ методике при давлениях, близких к пластовому. Составы исходной пластовой нефти, газа, выходящего с компрессорной станции (1 режим), ШФЛУ (ТУ 38.101524-83), приведены в табл. 1. Взаиморастворимость пластовой нефти с газом, обогащенным ШФЛУ, рассчитывали при давлениях 20,0 и 25,0 МПа и пластовой температуре 99оС. По результатам расчетов на треугольной диаграмме, представленной на чертеже, построены кривые, соединяющие составы равновесных жидких и газовых фаз, и определено положение критических точек (К1 и К2) смеси при давлениях 20 и 25 МПа и температуре 99оС. К этим кривым, в т.ч. К1 и К2, проведены касательные, делящие отрезок прямой, соединяющей составы сухого газа (т.А) и ШФЛУ (т.В), на части, пропорциональные отношению ШФЛУ сухой газ в критической точке. Из диаграммы следует, что оно составляет 0,33 при давлении 20 МПа и 0,3 при давлении 25 МПа, что соответствует содержанию ШФЛУ в сухом газе 25 и 23 мол. соответственно. 1.3.1. При 100оС и давлении 20,0 МПа закачивали в модель пласта 0,15% от порового объема метана, обогащенного 25% ШФЛУ. 1.3.2. Закачанную газожидкостную оторочку проталкивали азотом при давлении 20,0 МПа. 1.3.3. Замеряли на выходе из модели пласта количества вышедших жидких углеводородов и газа. Результаты эксперимента показали, что в этом случае коэффициент вытеснения также составил 0,98, а процесс вытеснения был смешивающимся. Преимущества данного способа: 1. При его использовании в пласте уже при давлениях порядка 20-25 МПа возникает процесс смешивающегося вытеснения нефти. 2. Выбор соотношения газа и растворителя в газожидкостной оторочке научно обоснован, позволяет получить высокоэффективный процесс при закачке в пласт минимально возможного количества растворителя. Таким образом, данный процесс позволяет экономить ценное углеводородное сырье, частично заменив его более дешевым сухим газом. 3. Закачка в пласт газа и ШФЛУ при давлении выше критического давления системы "газ-легкая фракция" при данной пластовой температуре позволяет получить в пласте зону полной смешиваемости газообразного вытесняющего агента и нефти при отсутствии поверхностного натяжения. (Это крайне важно при разработке залежей нефти, содержащих малопроницаемые пласты). 4. Газообразный вытесняющий агент, состоящий из сухого газа и легкой фракции, извлекается из пласта дымовыми газами или азотом и после отделения азота может быть использован повторно.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины растворителя и сухого газа и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его воздействием, закачку растворителя, сухого газа ведут поочередно, причем соотношение поровых объемов растворителя и сухого газа определяют по соотношению долей растворителя и сухого газа в критической точке смеси нефть-растворитель-газ при пластовой температуре и давлении, которое характеризуется выражением где Vпор.раств. поровый объем растворителя, м3; Vпор.сух.газа поровый объем сухого газа, м3; Фкр доля растворителя в критической точке при пластовых температуре и давлении; Рпл.р пластовое давление растворителя, МПа; Тпл.р пластовое давление растворителя, oС; Рпл.г пластовое давление сухого газа, МПа; Тпл.г пластовая температура сухого газа, oС.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 18.04.1997

Номер и год публикации бюллетеня: 22-2001

Извещение опубликовано: 10.08.2001        

www.findpatent.ru

Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

Для повышения нефтеотдачиприменяются следующие способы:

- закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

- вытеснение нефти растворами полимеров;

- закачка в пласт углекислоты;

- нагнетание в пласт теплоносителя;

- внутрипластовое горение;

- вытеснение нефти из пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ,снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.

При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяно-го контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01...0,05 % придают ей вязкоупругие свойства.

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2...! % пенообра-зующих веществ. Вязкость пены в 5...10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти.

При закачке в пласт углекислотыпроисходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, далее незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Нагнетание в пласт теплоносителя(горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения(рис. 7.11) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителямив качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

Для повышения газоотдачиприменяют кислотные обработки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

Похожие статьи:

poznayka.org

Закачка в пласт двуокиси углерода со2 — КиберПедия

Одним из эффективных методов из газовых методов увеличения нефтеотдачи является закачка в пласт СО2.

Вязкость жидкого СО2 составляет 0,05-0,1 мПа.с, газообразного при давлениях 8-25 МПа и температуре 20-100 оС изменяется от 0,02 до 0,08 мПа.с. Плотность газообразного углекислого газа при тех же условиях изменяется в пределах от 0,08 до 0,1 кг/м3. Плотность есть обратная величина удельного объема.

Он растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в одном м3 воды растворяется от 30 до 60 м3 СО2, образуя угольную кислоту Н2СО3, последняя растворяет отдельные виды цемента и породы и повышает проницаемость песчаников на 5-15 %, а доломитов - на 6-75 %.

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 –10 раз лучше, чем в воде. В одном м3 нефти при давлении 10 МПа и температуре 27 о С растворяется 250-300 м3 СО2 .

Давление полной смесимости СО2 для разных нефтей различно, для маловязких нефтей оно меньше., чем для высоковязких тяжелых нефтей. Повышение температуры от 50 до 100оС увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости, СО2 в пластовых условиях лишь частично смешивается со многими нефтями. В пласте СО2, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует легкие углеводороды и обогащается ими. Это приводит повышению смесимости СО2 и вытеснение становится смешивающимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытеснения нефти углекислым газом значительно меньше, чем чистым углеводородным газом.

В настоящее время известны следующие технологии применения СО2:

1.Вытеснение нефти карбонизированной водой.

В этом случае для вытеснения нефти применяют воду, полностью или частично насыщенную углекислым газом. Данный процесс основан на том факте, что при нагнетании карбонизированной воды углекислый газ, в силу лучшей растворимости его в нефти, из водной фазы переходит в нефть, благоприятно изменяя ее свойства, в результате чего повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.

2. Непрерывное нагнетание углекислого газа.

3.Вытеснение нефти оторочкой углекислого газа.

По этой технологии в пласте создается оторочка углекислого газа, которая в дальнейшем вытесняется обычной или карбонизированной водой.

4.Чередующаяся закачка углекислого газа и воды.

Малая вязкость и низкая плотность газа – важнейшие факторы, ограничивающие применение классических газовых методов, предполагающих непрерывную закачку. Одним из решений этой проблемы было снижение относительной фазовой проницаемости по газу за счет увеличения насыщенности подвижной водой. Это осуществляется посредством поочередной закачки газа и воды (создания оторочек) либо формированием устойчивой водогазовой смеси с применением ПАВ.

Эффективность применения водогазового воздействия может объясняться следующим механизмом:

1. Нефть вытесняется газом (смешивающееся/несмешивающееся вытеснение), при этом газ в результате гравитационной сегрегации движется по верхним участкам пласта.

2. Нефть вытесняется водой, которая занимает нижнюю часть пласта.

3. Вблизи нагнетательной скважины происходит совместное движение воды и газа.

 

Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки слабопроницаемых нефтяных пластов.

В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом происходят сложные физико-химические явления между пластовой нефтью и закачиваемым газом.

Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плотность смеси уменьшается.

Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимости, то часть закачиваемого газа находится в свободном состоянии. Свободный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более легкие углеводороды выделяются из нефти и смешиваются с газом. Газ, обогащенный легкими углеводородами нефти, прорывается к скважинам, а основная часть нефти, лишенная своих легких фракций, становится более вязкой. Это приводит к снижению эффективности вытеснения газом.

При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7 - 15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее «жесткости», энергия на сжатие практически равна нулю.

Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается.

Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

Количество газа, необходимое для нагнетания в пласт только для поддержания пластового давления на существующем уровне, очевидно, равняется сумме объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (Р, Т).

 

57. Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода. При каких давлениях и составах нефти и втесняющего ее газа возможно образование в пласте области полного смешивания нефти и газа?

 

К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО2, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО2 — природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при давлении 105 Па и температуре 273,2К — газ.

Механизм вытеснения

Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при температуре ниже 310С. При температуре выше 310С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное.

Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота h3CO3 растворяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и «отмыву» пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки.

При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО2 (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение).

В пласте образуются три зоны.

1. Зона первоначальной пластовой нефти

2. Переходная зона

3. Зона чистого СО2

Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности.

1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду.

2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, снижая подвижность воды относительно нефти.

3. Увеличивать объем нефти при растворении в ней СО2 и повышать эффективность вытеснения и «доотмыва» нефти.

4. Снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшать смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивать переход нефти из пленочного состояния в капельное.

5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия угольной кислоты и скелета породы.

При вытеснении нефти СО2 в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы.

 

58. Вытеснение нефти из пластов растворами ПАВ. Какая проблема решается закачкой ПАВ. Рассказать технологию закачки. Какую работу выполняет раствор ПАВ в пласте.

 

При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН).

С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть – порода – раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности.

ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе.

Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть – раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию «нефть в воде» и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды.

Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой.

Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности.

Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор.

Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин.

В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод- и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных – водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений.

В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал «Полисил» на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены – высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы).

В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды – пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль).

При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах.

 

59. Вытеснение нефти из пластов растворами полимеров. Какая проблема решается закачкой растворов полимеров. Рассказать технологию закачки. Какую работу выполняет раствор полимеров в пласте.

 

Нагнетание химических реагентов вызывает спектр физико-химических механизмов вытеснения нефти. Так нагнетание водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров, приводит к изменению свойств пластовой воды и поверхностей раздела между водой, нефтью и горной породой, к уменьшению параметра относительной подвижности и улучшению нефтеотмывающих свойств воды. Уменьшение относительной подвижности воды и нефти увеличивает охват пласта воздействием и коэффеициент вытеснения нефти, улучшает смачиваемость горной породы водой.

Полимерное заводнение.

Метод нагнетания водного раствора полимера – это закачка слабоконцентрированного раствора высокомолекулярного химического реагента – полимера. Полимеры представляют собой вещества с высокой молекулярной массой порядка 104 – 106. Это вещество обладает способностью значительно повышать вязкость воды, снижая тем самым ее подвижность, что приводит к повышению охвата пласта воздействием, по сравнению с заводнением. Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокой вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности воды и нефти и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. Размеры оторочки варьируются от 0,1 до 0,4 Vпор. При использовании полимера соотношение коэф-ов подвижностей уменьшается и соответственно, увеличивается коэф-т охвата пласта по площади и мощности. Соотношение коэф-ов подвижностей воды и нефти записывается как M=λв/λн, где λ=к/µ. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи при нагнетании водных растворов полимеров являются:

- Загущение воды, которое приводит к снижению соотношения подвижностей нефти и воды и снижению возможности прорыва воды к добывающим, скважинам;

- Закупорка высокопроницаемых каналов вследствие адсорбции полимеров на поверхности горной породы. Охват воздействием низкопроницаемых коллекторов при этом увеличивается.

Адсорбция полимеров поверхностью пористой среды возрастает с увеличением солености пластовой воды и уменьшением проницаемости пласта. Количество адсорбированного полимера зависит от структуры пористой среды, ее вещественного и компонентного состава, свойств, насыщающих пористую среду жидкостей типа полимера, его концентрации, молекулярного веса, скорости фильтрации в пористой среде, температуры и величины водородного показателя среды рН. Адсорбция на поверхности горной породы зависит от вида полимера.

Для вытеснения нефтей в качестве полимера используют:

-полиакриламиды

-полимеры на основе целлюлозы

- полисахариды

- полиэтиленокиды

В качестве растворителя может применяться как пресная, так и минерализованная вода с различным значением водородного показателя среды рН.

 

60. Вытеснение нефти из пластов мицелярными растворами. Какая проблема решается закачкой мицелярных растворов. Рассказать технологию закачки. Какую работу выполняет мицелярный раствор в пласте.

 

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.

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 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.

 

Заводнение с использованием химических реагентов, это группа новых методов основанная на нагнетании в продуктивные пласты в качестве вытесняющего агента водных растворов химических веществ с концентрацией 0,001 – 0,4% и более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10 – 50% общего объема пустой залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью молено существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 – 60 мПа-с), когда возможно применение методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3 – 10 пунктов. Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из химических веществю

Полимерное заводнение. Наиболее приемлимым считается раствор полиакриламина (ПАА) известкового способа нейтрализации.

Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствует 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 вследствии повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм2. При фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов), при глинистости коллекторов не более 8-10%. Вследствие потери полимерами при высокой температуре пластов не выше 800С. В последнее время разработаны композиции полимеров с другими химреагентами, позволяющими использовать их и в поздние периоды разработки.

При щелочном заводнении в качестве химреагентов, добавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальценированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых коллекторах. На месторождениях Западной Сибири и Татарии в довольно широком объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой серной кислоты.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее применимым считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным данным, добавка ПАВ в нагнетательную воду улучшает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и т.д. Поскольку главным результатом воздействия ПАВ является улучшение смачиваемости, его применение целесообразно при повышенной гидрофобности коллекторов. Впоследствии высокой адсорбционной способности ПАВ в водонасыщенных пластах метод рекомендуют применять с начала разработки. Метод рекомендуется при вязкости пластовой нефти 10-30мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм2, температуре пласта до 700С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геолого-промысловых условиях представления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время популярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.

 

61. Температура в пластах и ее изменение в процессе разработки месторождения. Геотермический градиент. Как влияет изменение температуры на процесс извлечения нефти.

 

Геотермический градиент — физическая величина, описывающая прирост температуры горных пород в °С на определённом участке земной толщи. Математически выражается изменением температуры, приходящимся на единицу глубины. В геологии при расчёте геотермического градиента за единицу глубины приняты 100 метров. В различных участках и на разных глубинах геотермический градиент непостоянен и определяется составом горных пород, их физическим состоянием и теплопроводностью, плотностью теплового потока, близостью к интрузиям и другими факторами.

Обычно геотермический градиент колеблется от 0,5–1 до 20°С и в среднем составляет около 3°С на 100 метров.

 

В общем случае температура пласта увеличивается с глубиной. Степень этого увеличения называется геотермическим градиентом. До глубины 50-400 футов, где температура находится под влиянием изменений температуры атмосферы и циркулирующих грунтовых вод, геотермический градиент относительно постоянен. Однако, будучи достаточно постоянной в какой-либо одиночной скважине, величина геотермического градиента может существенно варьировать от участка к участку, даже в пределах одновозрастного горизонта.

В отличие от пластового давления, обычно снижающегося по мере извлечения из залежи нефти и газа, пластовая температура в основном остается постоянной.

Измерение пластовой температуры производится самозаписывающими термометрами, опускаемыми в скважину. Записывающий прибор может находиться внутри инструмента, называемого температурной бомбой, которая опускается в скважину, или оставаться на поверхности, а в скважину в этом случае опускается только сам термометр [26]. Если необходимо замерить величину температуры, соответствующей термическому равновесию, скважина должна быть остановлена на несколько дней или даже недель, чтобы исключить влияние различных локальных факторов, могущих привести к изменению температуры, как, например, схватывание цемента за колонной, поступление в скважину газа или воды вследствие нарушения колонны и т.п.

Величина геотермического градиента равна отношению разности пластовой температуры и среднегодовой температуры на поверхности к глубине залегания пласта.

Геотермическии градиент = (пластовая температура ‑ среднегодовая температура)/глубина залегания пласта

Геотермический градиент обусловлен наличием глубинного теплового потока из недр к поверхности Земли. Величина его зависит от теплопроводности пород земной коры, а также от интенсивности теплового потока. Последний зависит от тектонического строения района, а также от условий рассеивания тепла в окружающее пространство и во многом определяется рельефом, климатом, растительным покровом и другими факторами, действующими как в геологическом прошлом, так и в настоящее время. В частности, очень низкие значения Г встречаются в зоне распространения многолетнемерзлых пород, где возможны даже аномальные отрицательные значения градиента. Например, на севере Тюменской области на огромной территории мерзлота имеет двухслойное строение, а между двумя слоями мерзлых пород находится довольно мощный слой талых пород, насыщенных водой.  

 

Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения.

Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой.

Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь (4-6 )час. после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам.

В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры.

Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента.

Геотермическую ступень– расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1°С, определяют по формуле

где G - геотермическая ступень, м/°С;

Н - глубина места замера температуры, м;

H - глубина слоя с постоянной температурой, м;

Т - -температура на глубине °С;

T - средняя годовая температура воздуха на поверхности, oС.

Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт.

Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади.

Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электри­ческим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части.

По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной темпе­ратуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г0.

Геотермический градиент – характеризует изменение температуры, при изменении глубины на 100м определяется по формуле

Таким образом, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением:

Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/ °С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Например, в районе Пятигорска геотермическая ступень равна 1,5 м, Петербурга - 19,6 м, Москвы -38,4 м, в районе Повожья и Башкирии – 50 м. Физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

 

62. Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром. Проблема возникающая при закачке горячей воды в пласт.

 

С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт -- главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого да

cyberpedia.su