Химические способы увеличения нефтеотдачи пластов

Технологии заключаются в использовании химических реагентов с целью повышения нефтеотмывающей способности воды. В качестве химических реагентов используют четыре группы реагентов:

1 растворы ПАВ (неионогенные для отмыва нефти, ионогенные для гидрофобизации поверхности канала фильтрации);

2 водные растворы полимеров (применяются для загущения воды и для выравнивания фронта вытеснения нефти водой). В качестве загустителя применяется ПАВ 0,2%, лигносульфаты, КМЦ.

Недостатки: 1 интенсивно адсорбируются на твердой поверхности, но меньше чем ПАВ; 2 высокая стоимость; 3 происходит диструкция полимеров с образованием гелия.

3 закачка в пласт оторочек различных агентов (водные растворы щелоча при контакте с нефтью происходит омыление, серная кислота при смешивании с водой образует трудновыводимые осадки сернистых солей, после выподения которых полностью отключаются обводненные пропластки);

4 применение СО₂ (увеличение объема нефти, понижение поверхностного натяжения, незначительное понижение вязкости воды, при смешении СО с водой образуется слабоугольная кислота, которая растворяет карбонаты горных пород).

Недостатки: 1 высокие давления закачки 4-5 МПа; 2 отсутствие СО, 3 повышение коррозионной активности; 4 применение компрессоров большей производительности.

Эффективность применения МУН зависит от: 1 состав и строение пластов; 2 состав и физических свойств пластового флюида.

На практике результат применения химических МУН считается хорошим, если прирост коэф. нефтеотдачи 1-2%.

Гидродинамические способы увеличения нефтеотдачи пластов.

1 Циклическое заводнение, заключается в периодическом увеличении давления закачки воды, продолжение одного цикла в близи ВНК от 4 до 10 суток, по скважине в центральной части 70-80 суток. Общее количество циклов до 10. При циклическом увеличении давления происходит сжатие нефти и внедрение в нефтенасыщенные каналы воды. При снятии давления за счет дополнительной упругой энергии вовлекается в процесс фильтрации нефть, которая ранее была неподвижна. Прирост 1-1,5% К_Н.

2 Увеличение нагнетания;

3 Изменение направления фильтрации потока. Заключается в переносе линии нагнетания в другие скважины, либо отключают или изменяют режим работы добывающих и нагнетательных скважин. Применяя данный метод можно уменьшать размер застойных зон.

4 Форсированный отбор жидкости. Происходит резкое снижение забойного давления, за счет изменения режима роботы подъемного оборудования. При уменьшении забойного давления м\д пропластками различной проницаемости создаются локальные вертикальные перепады давления за счет которых нефть из пропластков с низкой проницаемостью попадает в пропластки с большей проницаемостью. Этот метод является эффективным если: 1 после его применения доля нефти в составе продукции увеличилась; 2 при форсировании обводненность не увеличивается при росте отборов жидкости; 3 темп увеличения обводненности до ФОЖ был выше чем после него.

22. Вскрытие: первичное и вторичное.

Проводят на репрессии. При создании репрессии ПЗП испытывает на себе действие различных факторов:

1 Механическое воздействие. При применении низкооборотного турбобура происходит меньшее разрушение г.п. при этом происходит меньшее смятие и сжатие г.п. Высоко оборотный турбобур приводит к образованию разветвленной сети трещин по которым проникают фильтраты бурового раствора.

2 Проникая в пласт и взаимодействуя с жидкостью, фильтрат образует тонкодисперсную высоковязкую эмульсию. Рост насыщения пласта по воде вызовет снижение фазовой проницаемости по нефти. Отличие по химическому составу фильтрата от состава пластовой воды, нарушает химическое равновесие при смешении и происходит выпадение в осадок солей.

3 Взаимодействие с твердыми частицами промывочной жидкости (кальматация, явление набухания)

4 Влияние технологии перфорации. Проницаемость поровых каналов становиться в десятки и сотни раз меньше естественного.

Способы освоения. Классификация по методу позволяет уменьшить величину забойного давления в скважине.

1 изменение плотности жидкости в стволе скважины

2 метод основан на понижении высоты столба жидкости в скважине. (компримирование, свабирование, использование насосов)

Под процессом освоения скважины понимают выполнение двух операций: 1 вызов притока из пласта. 2 вывод скважины на плановый режим работы.

 

Кислотные обработки скважин

основная цель КО восстановление или улучшение фильтрационных характеристик пород в ПЗП.

Механическое воздействие кислот:

2HCl + CaCO₃ = CaCl₂| + H₂O +CO₂ Для терригенных коллекторов применяют глинокислоту 3 части (НСl) +1 часть (HF). Кроме того могут применяться сульфаминовые кислоты и бифторит аммония.

При обработки скважины применяют концентрации 10-15% по массе. Причины оптимальности концентрации: 1 При меньших концентрациях малоэффективно и требуются большие объемы; 2 При большой концентрации – коррозия.

Технология проведения КО

1 Останавливают скважину и при необходимости глушения или наличия в продукции сероводорода;

2 Поднимают скважинное оборудование;

3 Спускают НКТ и промывают в объеме 3 скважин;

4 Опресовывают обсадную колонну;

5 Для уменьшения деформации обсадной колонны весь ствол должен быть заполнен жидкостью или у башмака колонный устанавливают пакер;

6 На устье с помощью насосного агрегата приготавливают раствор;

7 Расчетный объем составляет 0,5-1 м³ на метр толщины обрабатываемого пласта;

8 После чего закачивают этот раствор в затруб и закрывают его;

9 Расчетным объемом продавочной жидкости производится закачка кислоты в пласт;

10 Ожидание реакции кислоты с г.п.;

11 Повторная промывка скважины;

12 Спускают подъемное оборудование;

13 Освоение скважины.

Виды КО:

1 кислотная ванна. Применяется для очистки от продуктов коррозии и УВ.

2 простая кислотная обработка;

3 кислотная обработка под давлением. Применяется для обработки более удаленных от забоя участков пласта.

4 пенокислотная обработка

5 термокислотная обработка.

Реагенты добавляемые к кислотам:

1 Стабилизаторы (уксусная кислота, лимонная кислота)

2 Ингибиторы коррозии

3 Нитролизаторы серной кислоты находящаяся в технической соляной кислоте (уксусная кислота, лимонная кислота).

Оценка эффективности:

Эффективность КО оценивают по индикаторным диаграммам. дебит должен увеличится!

ЦА 320 конструкцию и работу, стыдно не знать!

 

Технология и техника ГРП

Основной целью является создание высокой проницаемости в ПЗП и на участке м\д скважинами. Виды: локальный (30-50м), массивный (более 100м). Длинна и размеры трещины зависят от количества расклинивающего материала.

Последовательность:

1 Подготовка ствола скважины. Изучение состояния цемента за колонной, опрессовка колоны, обследование внутренней полости скважины, установка и повторная опрессовка пакеров и якорей.

2 Исследование профиля притока (приемистости пласта)

3 Закачка в скважину жидкости разрыва

4 После образования трещины не прекращая закачки жидкости производят закачку жидкости песконосителя.

Требования к жидкости песконасителю.

а) требуемая вязкость для поддержания пропанта во взвешаном состоянии

б) при попадании в пласт жидкость не должна ухудшать условия фильтрации

в) доступность

Требования к пропанту

а) обладать достаточной механической прочностью, для того что бы после прекращения работы насосного агрегата под действием горного давления не произошло разрушение.

б) проницаемость трещины содержащий пропант должна быть больше, чем естественная проницаемость пласта.

В качестве расклинивающего материала применяют отсортированный кварцевый песок или пропант.

Размеры частиц: локальный ГРП (0,5-0,8мм), массивный (2-2,5мм).

5 Закачка продавочной жидкости

6 Снятие давления

Оценка ГРП производится по коэф. продуктивности, но не по дебиту.

ГРП запрещено при:

1 Малой эффективной толщине пласта

2 Для высокообводненной скважины

3 Запрещено в приконтурной зоне

Оборудование: елка на устье, линии нагнетания, насосные агрегаты, смесительные агрегаты, станция контроля ГРП, полевая лаборатория.