Автор работы: Пользователь скрыл имя, 06 Апреля 2015 в 00:42, реферат
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
В результате применения мицеллярных растворов уменьшается натяжение между пластовыми жидкостями и жидкостью заводнения. Мицеллярные растворы применяются для улучшения проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнетательных или добывающих скважинах.
Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперсную систему воды в углеводородной жидкости, стабилизированную с помощью ПАВ.
Мицеллярные растворы готовят на основе углеводородного сырья (стабилизированный газолин, сжиженные нефтяные газы, растворимые масла), в качестве активного вещества используют нефтяные сульфокислоты. К числу основных компонентов мицеллярных растворов относится вода или водные растворы (газопропиловый, нормальный или вторичный бутиловый спирты, кетоны, эфиры).
Заводнение с использованием мицеллярных растворов - более сложный и дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение. Поэтому применению мицеллярных растворов должно предшествовать более тщательное изучение и технико-экономическое обоснование выбираемого объекта разработки. Под заводнение с использованием мицеллярных растворов следует выбирать объекты с высокой начальной нефтенасыщенностью. Вязкость пластовой нефти должна быть невысокой, так как при этом обеспечивается равномерное перемещение раствора по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных растворов создается оторочка из раствора, которая в последующем проталкивается водой. Для предупреждения разрушения оторочки в связи с преждевременными прорывами воды в результате неустойчивого вытеснения жидкости (нефти) с существенно большей вязкостью перед образованием оторочки мицеллярного раствора предварительно создается буферная оторочка загущенной воды (вода, загущенная полимерами).
Как показывают лабораторные исследования и промысловый опыт использование мицеллярных растворов в качестве вытесняющих жидкостей позволило достичь коэффициента вытеснения на участках пласта, охваченных заводнением 60—90%.
Заводнение растворами щелочей. Метод основан на снижении поверхностного натяжения па границе нефти с раствором щелочи, а также на способности щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. С ростом в нефтях содержания органических кислот эффективность метода повышается, что обусловлено уменьшением поверхностного натяжения на границе «нефть - щелочной раствор».
Рекомендуется использование щелочных растворов для нефтей высокой вязкости и неоднородных пластов. Следует ожидать обнадеживающие результаты в послойно-неоднородных пластах. Область применения метода ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са2+. При взаимодействии щелочи с ионами Са2+ образуется хлопьеподобный осадок, закупоривающий поры.
Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Технология разработки нефтяных залежей, основанная на вытеснении нефти смешивающимися с ней жидкостями и газами - результат развития способов поддержания пластового давления путем закачки газообразных агентов. При вытеснении нефти газом некоторое ее количество удерживается в порах коллектора капиллярными силами. Изыскания, направленные на повышение эффективности технологии закачки газа, привели к идее смешивающегося вытеснения, когда между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты. Происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.
Применительно к различным пластовым системам были разработаны и апробированы следующие технологические схемы повышения нефтеотдачи:
Лабораторными исследованиями и опытными работами установлено, что взаимная смешиваемость нефти и газа без предварительного обогащения газа тяжелыми углеводородами (С2Н6 и выше) может происходить при высоком давлении (15МПа и выше), поэтому режим газа высокого давления пригоден для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500 м). Процесс лучше осуществлять в пластах с легкими, маловязкими нефтями. При предварительном обогащении газа тяжелыми углеводородами (бутан-пропановая фракция газа) или предварительной закачке легких углеводородных систем можно разрабатывать объект, залегающий на меньшей глубине.
Объем оторочки углеводородного растворителя может составлять 2—5% от объема пор пласта и определяется при расчете технологических параметров процесса. При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям неэффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.
Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90—95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой.
С целью предупреждения фазовой и вязкостной неустойчивости при вытеснении нефти газом высокого давления прибегают к попеременной закачке газа и воды.
Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО2 в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды. что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается.
Диоксид углерода может подаваться в пласт по по следующим техноло- гическим схемам:
Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что существенно снижает эффективность процесса. При создании же разовой оторочки СО2 с проталкиванием ее водой в связи с тем, что жидкий СО2 обладает малой вязкостью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой СО2 и воды создается несколько чередующихся оторочек.
Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Метод апробирован на Александровской площади Туймазийского месторождения с обнадеживающими положительными результатами.
Учитывая сложность в транспортировке СО2, а также требования охраны окружающей среды, проектирование разработки залежей нефти следует ориентировать на поставки СО2 от близко расположенных производителей углекислоты.
Сернокислотное заводнение. В основе применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду. Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефтей приводит к образованию сульфокислот в количестве 5-7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта.
Как показали лабораторные эксперименты, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения возрастает на 13—15% по сравнению с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефтей ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, составляющими минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция - гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой, направляя последующие порции воды в поры, заполненные нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснением. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучшению вытеснения нефти при сернокислотном воздействии, а именно, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла.
Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0,5%-ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости, что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения. Кроме того, при взаимодействии концентрированной серной кислоты с карбонатами породы образуется углекислота в количестве 400 кг/т. Расчеты показывают, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), которая, как это было показано выше, обусловливает возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного возрастания коэффициентов вытеснения и охвата.
Способ сернокислотного заводнения предложен ТатНИПИнефтью в 1962 г. и внедряется на Ромашкинском месторождении с 1971 г. Достигнуты хорошие результаты в повышении нефтеотдачи при одновременном сокращении количества извлекаемой вместе с нефтью воды. По данным ТатНИПИнефти на 1 т кислоты дополнительно добывается 30—50 т нефти, а приемистость водонагнетательных скважин возрастает на 60—70%.
Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зависит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа*с. По имеющимся данным промысловых экспериментов установлено, что лучшие результаты паротеплового воздействия получают в поровых коллекторах. Сильная неоднородность, трещинноватость, а также набухание глин пласта, как результат взаимодействия с дистиллятом парф - основные факторы, ограничивающие область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости до использования метода составляет 18—20%, проницаемости — около 0,1 мкм9. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение способа ограничивается глубиной скважин в 1000 - 1200 м.
Наряду с использованием пара, находит применение метод нагрева пласта с горячей водой (до 200 оС). Закачка теплоносителей (перегретого пара или горячей воды) в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя и др.
Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование «сухого» внутрипластового горения, во втором - влажного внутрипластового горения.
Суть метода внутрипластового горения при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, по которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.