Иркутский государственный технический университет

Направление подготовки: 131000Нефтегазовое дело

Профиль подготовки: Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

Составитель программы - Заливин В.Г., доцент кафедры нефтегазового дела ИрГТУ, к.т.н.

1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине

Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся в соответствии с направлением подготовки: 131000 - «Нефтегазовое дело» к следующим видам профессиональной деятельности:

Нефтегазовое дело – область науки и материального производства, включающая совокупность средств и методов человеческой деятельности, направленных на комплексное освоение недр Земли с целью добычи нефти, природного газа и газового конденсата.

Объектами профессиональной деятельности выпускников являются: методики промыслового анализа эффективности внедрения различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), влияющих на продуктивность или приемистость скважин; способы воздействия на пласт для увеличения дебитов скважин по нефти.

Задачи профессиональной деятельности выпускника.

Выпускник по профилю: – «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти», подготовлен к решению следующих профессиональных задач:

- осуществлять технологические процессы регулирования извлечения нефти;

- эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование по контролю и регулированию разработкой нефтяных месторождений;

- планировать, организовывать и управлять работой первичных производственных подразделений по оценке технологической эффективности методов и мероприятий по контролю и регулированию разработки нефтяных месторождений;

анализировать деятельность процесса извлечения нефти, достоверность, полноту и качество информации;

- прогнозировать технологические показатели разработки, оценки эффективности мероприятий, регулирования процессов извлечения нефти в зависимости от режима и способа эксплуатации;

- планировать, организовывать и управлять работой первичных производственных подразделений осуществляющих эксплуатацию и обслуживание объектов добычи нефти;

- производить выбор оптимального метода регулирования разработки, расчета нормы добычи в зависимости от режима и способа эксплуатации.

Освоение программы настоящей дисциплины позволит сформировать у обучающегося следующие компетенции:

ОК-9 – стремиться к саморазвитию, повышению своей квалификации и мастерства.

· применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику (ПК-6);

· осуществлять и корректировать технологические процессы при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин различного назначения и профиля ствола на суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-7);

· эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья (ПК-8)

· оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов в нефтегазовом производстве (ПК-9);

· организовать работу первичных производственных подразделений, осуществляющих бурение скважин, добычу нефти и газа, промысловый контроль и регулирование извлечения углеводородов, трубопроводный транспорт нети и газа, подземное хранение газа, хранение и сбыт нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов для достижения поставленной цели – (ПК-12).

· использовать стандартные программные средства при проектировании (ПК-23).

В результате освоения дисциплины студент должен.

· осуществлять и корректировать технологические процессы при управлении продуктивностью скважин;

· обосновывать выбор методов воздействия на пласт в конкретной скважине, технологию его реализации, оборудование и материалы, необходимые для внедрения выбранной технологии;

· применять в практической деятельности принципы рационального природопользования и защиты окружающей среды;

· использовать основные законы статики и кинематики жидкостей и газов, их взаимодействия между собой и твердыми телами;

· анализировать принципы классификации нефтегазовых систем;

· использовать основные законы термодинамики и теплопередачи.

· классификацию методов повышения нефтеотдачи;

· основные факторы, влияющие на продуктивность и приемистость скважин;

· причины снижения продуктивности и приемистости скважин в ходе их эксплуатации;

· способы воздействия на пласт для изменения их продуктивности и технологические варианты реализации этих способов;

· варианты влияния различных способов повышения продуктивности скважин на конечную нефтеотдачу;

· промысловый опыт применения различных способов управления продуктивностью скважин;

· оборудование и материалы, используемые при осуществлении различных ГТМ.

· о перспективах и методах совершенствования и развития технологии эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти в практике нефтегазового дела.

· основными приемами технической эксплуатации и обслуживания оборудования применяемого при разработке нефтяных месторождений;

· теоретическими и экспериментальными методами исследований с целью освоения новых перспективных технологий извлечения нефти.

2. Цели и задачи освоения содержания дисциплины

Цели преподавания дисциплины – дать студентам знания о технологиях повышения нефтеотдачи пласта с максимальным использованием естественных энергетических ресурсов продуктивных залежей при оптимальных затратах материальных средств за рациональное время разработки.

Задачи дисциплины – формирование у студентов профессиональных знаний для обоснования и совершенствования технологий, способов, техники и методов организации производства эффективной нефтеотдачи во все периоды разработки залежи с соблюдением экологической безопасности процессов.

Дисциплина относится к вариативной части профессионального цикла. Для изучения курса требуется знание дисциплин: основы нефтегазопромыслового дела, прикладная физическая и коллоидная химия в бурении, буровые технологические жидкости, технология бурения нефтяных и газовых скважин.

Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения содержания дисциплины, будут использоваться в: проектировании, разработке и применения на практике безаварийной технологии бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

5.1. Перечень основные разделов и тем дисциплины.

Раздел 1. Анализ процессов ухудшения состояния призабойных зон скважин для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи нефти.

1.3. Поражение пласта деформационными процессами.

Раздел 2. Классификация методов повышения нефтеотдачи.

Раздел 4. Технология и методы восполнения природной пластовой энергии.

4.2. Технология и техника поддержания пластового давления заводнением.

4.3. Газовые методы поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи.

4.4. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи при заводнении.

5.2. Краткое содержание теоретической части разделов и тем дисциплины

Введение. Содержание дисциплины, ее назначение и связь со смежными дисциплинами направления «Нефтегазовое дело». Призабойная зона. Скин-фактор. Соотношения притока. Связь дебита с проницаемостью. Вскрытие пласта и его влияние на продуктивность. Причины снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин.

Физико-химическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов и основы принципиальных направлений воздействия. Состояние остаточных запасов нефти. Зарубежный опыт применения технологий повышения нефтеотдачи пластов. Классификация методов повышения нефтеотдачи и факторы, определяющие их эффективность. Критерии эффективного применения методов.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).

В настоящее время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.

Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. Объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны.

Раздел 1. Анализ процессов ухудшения состояния призабойных зон скважин для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи нефти.

1.3. Поражение пласта деформационными процессами.

Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Q_ни к начальным балансовым запасам Q_нб:b= Q_ни / Q_нб.

Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.

Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной S_н и остаточной S₀ нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е. b=(S_н –S₀)/S_н.

Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше.

Коэффициент физической нефтеотдачи b_физ – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат: b_физ=(Q_ни +DQ)/Q_нб,

где DQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.

При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный, продолжающийся процесс разработки залежи.

Коэффициентом использования запасов b_и называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки:

где

- суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до какого-то определенного момента времени t; Q_i(t) – функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.

В частом случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т.е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.

Коэффициент выработки b_в – это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.):

где Q_нбв –начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.

Коэффициенты использования и выработки запасов характеризуют незавершенный процесс нефтеизвлечения, определяя на той или иной стадии разработки залежи полноту извлечения нефти из недр. Разница между этими коэффициентами заключается в том, что первый из них указывает на степень использования запасов любой залежи, а второй - только тех, где используется вытеснение нефти водой, газом, взаимно смешивающими агентами и т.д. По мере выработки запасов нефти, увеличения охвата залежи вытесняющим агентом коэффициенты использования и выработки запасов растут, приближаясь к предельным значениям, и сравниваются с ними в конце разработки залежи.

Достигаемые фактические значения нефтеотдачи пластов месторождений с достаточно высокими проектными значениями каэффициента нефтеотдачи (более 50%) находящихся в поздней стадии эксплуатации показывают, что они являются вполне реальными.

Если представить в обобщенном виде, то при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов, как показатель в среднем, определяется на 60-70% объективными геолого-физическими условиями, существующие до начала разработки, на 25-30% применяемой системой разработки и на 5-10% технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Факторы вязкость нефти, малая проницаемость пластов и карбонатность коллекторов оказывают большое влияние на темпы добычи нефти, сильно снижают их даже от уменьшенных извлекаемых запасов.

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Анализ причин ухудшения проницаемости ПЗС. Поражение пласта при вскрытии. Поражение пласта деформационными процессами.

Поражение коллектора твердой фазой. Положительная роль закупорки. Отрицательная роль закупорки. Заводнение пласта. Гидроразрыв пласта. Полимерное заводнение. Солеобразование. Загипсованность. Газообразование. Скорость фильтрации. Биометоды.

Поражение коллектора жидкой фазой. Взаимодействие фильтрата промывочного раствора с твердой фазой породы. Цементаж. Перфорация. Освоение скважин.

Влияние капиллярного концевого эффекта на продуктивность скважины. Концевой эффект в однородном пласте без учета формирования зоны кольматации при глушении скважины водой. Анализ влияния капиллярных явлений при наличии зоны кольматации.

Исследование кольматации околоскважиннои зоны для обоснования технологий повышения продуктивности скважин. Декольматация - разрушение агрегатов частиц. Декольматация – освобождение частиц. Кинетика накопления кольматанта. Изменение свойств образцов пород в процессе кольматации. Расчет радиуса проникновения бурового раствора в пласт.

Раздел 2. Классификация методов повышения нефтеотдачи.

Классификация методов повышения нефтеотдачи. По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:

Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м 3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным насосно-компрессорным трубам (НКТ). Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно (2 ч.).

Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N₂, CO₂, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти. В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса. Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды.

В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения. Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

• воздействие на пласт углеводородным газом;

• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

Газовые МУН. Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент (рис. 2), содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

· использование природной энергетики пласта

· повышенной пластовой температуры (свыше 60–70^oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.

Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО₂в воде угольная кислота Н₂CO₃растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При растворении в нефти СО₂вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО₂вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, - уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO₂. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO₂двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО₂. Если СО₂нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО₂ наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:

a) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;

б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;

в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор.

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти композициями химических реагентов;

Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть. Многочисленные экспериментальные исследования показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2-2,7%. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5-4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред. Основной механизм в процессах добычи нефти с применением ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе раздела вытесняющей и вытесняемой жидкостей до очень низких значений, при которых капиллярно-удерживаемая нефть становится подвижной.

Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. В качестве загущенной воды в пласт можно закачивать водные растворы различных полимеров, например, полиакриламида (ПАА). Молекулярная масса этого водорастворимого полимера более 500000, а вязкость его водных растворов прямо пропорциональна молекулярной массе. В зависимости от товарных свойств полимера при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт растворов полиакриламида увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул полимера на поверхности породы.

Результаты анализа эффективности обычного полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60-70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение полимерного заводнения на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: