Закачка растворителей в пласт

Причины неполного вытеснения нефти водой:

1) Н и В не смешиваются, между ними образуется поверхность раздела;

2) гидрофобизация пород из-за адсорбции тяжёлых компонентов нефти;

3) различные вязкости Н и В.

Идеальным вытесняющим агентом является жидкость или газ, которая смешивается с нефтью растворяется в ней с образованием однофазной жидкости. При этом происходит полное вытеснение нефти из охваченных процессом участков пласта, т.е. К_выт стре­мится к 100%.

К растворителям относятся:

1) углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые при P > 0,4 МПа и нормальных температурах находятся в жидком состоянии);

2) сухой УВ-газ с содержанием метана > 90% (вытеснение газом высокого давления; смачиваемость происходит при больших давлениях: 25–40 МПа);

3) жирный УВ-газ с содержанием метана < 90% (вытеснение обогащённым газов; смачиваемость происходит при меньших давлениях);

4) СО₂.

Жидкие растворители закачиваются в виде оторочки, которая проталкивается сухим или жирным газом. На этапе закачки растворителя, в пласте образуется 3 зоны: растворителя, смешива­ния и нефти.

Смешивание растворителя происходит:

1) за счёт конвективного перемешивания частиц растворителя и нефти;

2) за счёт диффузионного проникновения молекул растворителя в нефть.

Закачка газа в нефтяную зону и в газовую шапку применяется и как самостоятельный метод. Для предотвращения прорыва газа эффективно чередование закачки газа и воды или пенных систем.

Наиболее эффективным из газовых МУН яв-ся закачка в пласт СО₂. Его основные характеристики:

- СО₂ хорошо растворяется в нефти, уменьшая её вязкость (с 100–600 до 3–15 мПа×с);

- растворяется и в воде (в нефти в 4–10 раз лучше), образуя угольную кислоту H₂CO₃;

- снижает набухаемость глинистых частиц;

- способствует отмыву плёночной нефти, увеличивает фазовую проницаемость нефти (К_выт может достигнуть 94–95%);

- угольная кислота повышает коэф-т проницаемости песчаников на 5–15%, а доломитов – до 75%.

Известны следующие технологии закачки:

- чередующаяся закачка газа и воды;

- закачка смеси СО₂ и воды (карбонизированная вода).

Недостатки метода:

- снижение коэф-та охвата вытеснением;

- коррозия в скв. и нефтепромысловом оборудовании;

- вопросы транспортировки СО₂ и подготовки нефти.

 

 

7. Физические основы применения тепло­вых методов для увеличения нефтеот­дачи нефтяных пластов.

См. также вопрос 4. В пласте теплопередача осуществляется двумя способами: конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счёт теплопроводности пористой среды). В результате этого в пласте формируется температурный фронт, который перемещается в направлении движения теплоносителя.

При закачке горячей воды, в пласте формируется 3 зоны:

1) зона горячей воды;

2) зона пластовой температуры;

3) зона вытеснения холодной водой.

При закачке водяного пара – 4:

1) зона пара (очень небольшая);

2) зона горячей воды;

3) зона пластовой температуры;

4) зона вытеснения холодной водой.

При помощи тепловых методов разработки добиваются увели­чения температуры и, следовательно, снижения вязкости флюидов. Объекты применения – залежи высоковязких нефтей и битумов. При увеличении температуры, вязкость снижается только до 60¸80 °С, затем зависимость вязкости от температуры выполажи­вается.

При закачке пара проявляется так называемая дистилляция (разгонка нефти на фракции, в результате чего более лёгкие из них проникают в холодную зону способствуя уменьшению вязкости вытесняемой нефти).

Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты. Основные виды потерь можно классифицировать так:

1) потери в трубопроводах;

2) потери в стволе скважины;

3) потери через кровлю и подошву пласта.

 

8. Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на при­мере Ромашкинского месторождения.

Эксплуатация месторождения началась и успешно осуществля­ется с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнений.

Неоднородные по мощности и простиранию пласты горизонта Д1 вскрыты единым фильтром в нагнетательных и эксплуатацион­ных скважинах. Вследствие более интенсивной выработки высоко­проницаемых пластов имеет место понижение температуры эксплуатируемых низкими темпами малопроницаемых пластов. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации часть парафина выпадет в пористой среде в виде твердой фазы и может значительно ухудшить фильтрационные свойства пласта. В связи с этим проведены термогидродинамические исследования для совершенствования системы разработки Ромашкинского месторождения. В ходе исследований установлено:

- на устье нагнетательных скважин температура закачиваемой поверхностной воды изменяется в течение года от 1 до 27°С при среднем ее значении 11⁰С;

- температура потока на забое нагнетательных скважин горизонта Д1 в течение года в зависимости от их приемистости колеблется от 5 до 29 ° С. Средневзвешенная величина её составляет 14°С;

- продолжительность восстановления температуры охлажденного пласта до начального состояния существенно превышает про­должительности нагнетания воды в скважины.

При разработке месторождения изменение пластовой темпера­туры может быть вызвано прохождением фронта начала охлажде­ния (температурного фронта) и дроссельным процессом. В резуль­тате измерений в скважинах ряда площадей Ромашкинского месторождения получено, что величина коэффициента Джоуля-Томпсона равна минус 0,04-0,046 °С/ат.

Некоторыми исследователями предлагалось подогревать зака­чиваемую в пласты Ромашкинского месторождения воду с начала разработки. Результаты промысловых экспериментов на Ромаш­кинском месторождении по закачке горячей воды и расчеты показали, что для подогрева закачиваемой воды только до пласто­вой температуры необходимо было бы израсходовать топливо, по объему значительно превышающее потери нефти в охлажденных зонах. Таким образом, было показано, что с топливно-энергетиче­ской точки зрения заводнение на Ромашкинском месторождении является эффективным.

Воздействие на ПЗС. Промысловый эксперимент по закачке пара был осуществлен в 1974-75 гг. в бобриковском горизонте Шугуровского месторождения в скв.129. где продуктивный пласт толщиной 6 метров находится в среднем на глубине 980 м. Измерения температуры теплоносителя производились тремя термопарами, спущенными соответственно на глубины 120, 650 и 980 м. Анализ полученных термограмм показал, что после непро­должительного нагнетания пара на глубине 120 м температура достигает значения температуры нагнетаемого пара. На глубине 650 м температура постепенно поднимается до значения 120 - 140°С. На забое скважины температура не превышает 36°С, т.е. до пласта доходит практически холодная вода.

Таким образом, промысловый эксперимент показал нецелесо­образность нагнетания пара на большие глубины без применения теплоизолированных труб.

Площадная закачка теплоносителя. Ново-Суксинское место­рождение разрабатывается с 1974 года методом законтурного заводнения. Система размещения скважин треугольная с расстоя­нием между ними 400 м. Опытный участок для термовоздействия расположен в пределах внутреннего контура нефтеносности и состоит из 5-ти девятиточечных элементов размером 200х200 м, которые получены за счет уплотнения существующей сетки скважин.

На опытном участке в качестве первоочередных были обу­строены три элемента с нагнетательными скважинами. Согласно проекту разработки предполагалось осуществлять паротепловое воздействие. Ввиду отсутствия скважинного оборудования для закачки пара опытные работы начали с закачки горячей воды с температурой 250°С. В качестве источника теплоносителя служил парогенератор фирмы «Стразерс».

За пять лет испытания метода на опытном участке в пласт за­качано 684,6 тыс.т горячей воды. Расчетная дополнительная добыча нефти составила 71,1 тыс.т при удельном расходе теплоно­сителя на одну тонну дополнительно добытой нефти 9,63 т/т. Такое большое значение удельного расхода теплоносителя свидетельст­вует о низкой эффективности проведенных опытно-промышленных работ.

Основные недостатки в проведении работ по закачке теплоно­сителя:

- из-за замены пара на перегретую воду парогенератор работал в водогрейном режиме, что привело к нерациональному использо­ванию тепловой производительности парогенератора (она ис­пользовалась лишь на 24 %), быстрому коррозионному износу отдельных узлов парогенератора;

- отсутствие технического решения по уменьшению теплопотерь в скважине снижает технологическую эффективность теплового воздействия;

- отсутствие защиты колонн от воздействия высоких температур приводит к нарушению целостности колонн.

Все перечисленные недостатки были обусловлены отсутствием серийно выпускаемого работоспособного термоизолированного и термостойкого оборудования – насосно-компрессорных труб, пакеров, устьевой арматуры и т.д, т.е. носили технический харак­тер.

 

 

9. Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочета­нии с ПАВ и полимером.

Механизм повышения нефтеизвлечения при щелочном завод­нении основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью, водой и породой. В составе пластовой нефти имеются активные компоненты – органические кислоты. Их количество в разных нефтях разное. При контакте щёлочи с нефтью происходит взаимо­действие щёлочи с орг. кислотами с образованием ПАВ в пласте. Образовавшиеся вещ-ва снижают межфазн. натяжение на границе нефть-раствор и увеличивают смачиваемость породы водой. Чем больше кислот в нефти, тем сильнее снижается межфазное натяже­ние при воздействии щёлочи.

Для приготовления щелочных растворов применяются сл. реа­генты:

- каустическая сода NaOH (едкий натр) – это самый активный щелочной агент;

- кальцинированная сода;

- силикат натрия;

- аммиак;

- тринатрийфосфат (ТНФ).

Применение щелочных растворов яв-ся самым эффективным методом уменьшения угла смачивания породы водой, т.е. гидрофи­лизации пористой среды (на контакте нефть-вода угол с 60–70° может снизиться до 10–20). При применении метода также увели­чивается коэф-т вытеснения и отн. фаз. проницаемость нефти.

В результате реакции щёлочи с минеральной пластовой водой происходит внутрипоровое осадкообразование. Данный эффект можно использовать для блокирования высокопроницаемых каналов.

Для проведения испыта­ний технологии выбран участок бобриковского горизонта Нурлатского месторождения с нагнетательной и с 7-ю добывающими скв.

Средний коэффициент пористости 23%, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 144,4 мПа-с Участок вве­ден в разработку в 1976 году.

Первый этап промыслового эксперимента. За этот период в пласт закачано 6 тыс.м' водного раствора смеси 30 т кальциниро­ванной соды Са₂СО₃ и 4 т поверхностно-активного вещества АФ9-12. В растворе средняя концентрация кальцинирован­ной соды составила 0.5%. ПАВ-0,06%. После двухмесячной выдержки в пласт последовательно закачали 4 тыс.м³ водного раствора полимера и 500 м³ пре­сной воды

Второй этап промысловых испытаний. За этот период в пласт закачали 30 т щелочи (кальцинированной соды) в сме­си с 4 т ПАВ АФ9-12 в виде водного раствора объемом 4 тыс.м3. Концентрация химреагентов в растворе составила; щелочи-0,75%, ПАВ-0,1%.

На втором этапе, наряду с растворами химреагентов, в пласт закачали пресную воду в объеме 500 м³ и 1500 м³ со­ответственно до и после закачки щелочного раствора.

Результаты испытаний технологии

Перед началом испытаний скважины участка давали практически безводную нефть с обводненностью не более 5-7%. Скважины имеют низкий дебит в пределах 0,9-1,5 т/сут, Отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости составило 1,25.

За период проведения опытно-промышленных работ по закачке растворов химреагентов на щелочной основе наблю­дается увеличение дебитов трех скважин. Уровни жидкости повысились в скв.42 на 260 м и по скв. 1749 на 314 м, что свидетельствует о потенциальной воз­можности дополнительного увеличения их дебитов.

Абсолютный прирост добычи нефти за период с 07.92 г. по 10 93 г. по сравнению с уровнем добычи перед промысло­вым экспериментом составляет 1794 т. На одну тонну зака­чанной щелочи это составляет 29,9 т нефти,

Таким образом, в результате ОПР получен положитель­ный технологический эффект Об этом свидетельствует:

- увеличение дебитов скв.;

- повышение уровня жидкости в скв.;

- снижение удельного расхода закачанной воды для под­держания пластового давления;

- увеличение отборов нефти по участку.