Методы повышения нефтеотдачи пластов

          Теплопотери в стволе скважины  ограничивают область применения  методов закачки пара и горячей  воды на глубины залегания  пласта до 700 – 1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700 – 1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3 – 0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

          При пароциклических обработках (стимуляции) добывающих скважин в скважину  в течение 15 – 20 сут закачивают пар в объеме 30 – 100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5 – 15 сут для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2 – 3 месяцев. Полный цикл занимает 3 – 5 мес. и более. Обычно всего бывает 5 – 8 циклов за 3 – 4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого.

          Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных котлов, сетевых подогревателей, экономайзеров и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные типа УПГГ-9 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводительность 22,2 – 144 ГДж/ч, паропроизводительность 9 – 60 т/ч, рабочее давление на выходе 6 – 16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38 – 98 т.

          При закачке теплоносителя осложнения  в эксплуатации скважин могут  быть вызваны выносом песка,  образованием эмульсий, преждевременными  прорывами пара, нагревом обсадной  колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается  в создании в нефтяном пласте высокотемпературной  зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5 – 15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300 – 500 м³ воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м³) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2 – 3 л/м³) и сверхвлажное (более 2 – 3 л/м³) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5 – 3 раза), возрастанию движения фронта (1,5 – 2 раза) и снижению температуры (от 500 – 540 до 260 ^оС). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10 – 20 % СО₂) и др. Охват по толщине составляет 0,6 – 0,7, а нефтеотдача – 0,4 – 0,6 причем это в 2 – 3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа^.с.

          Технология процесса заключается  в следующем. Сначала компрессорами  закачивают воздух. Если в течение  первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха.

          Предусматривается постоянно возрастающий  расход воздуха в соответствии  с расширением фронта и удалением  его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха  обычно в 1,5 – 2 раза выше пластового давления. Воду и воздух закачивают циклически с периодами до суток, а затем закачивают только воду.

          Для осуществления внутрипластового  горения выпускаются полупередвижные  установки типа ОВГ (ОВГ-1М,  ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование устья нагнетательной скважины ОУВГ и др.

         Осложнения при эксплуатации связанны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газа (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий.

          Метод применялся на месторождениях Павлова Гора (с 1966), Балаханы-Сабунчи-Романы (с 1973 г.) и др. Будущее всех тепловых методов связывают с необходимостью разработки месторождений высоковязких нефтей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                

 

3.Заключение

 

Успешность применения методов повышения нефтеотдачи  в большей мере зависит от уровня геолого-промысловых исследований нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и свойств насыщающих пласт нефти, газа и воды.

          Исследования нефтепродуктивного  пласта предполагают изучение  особенностей его строения с  позиции правильной оценки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной части пласта, детальным расчленением объекта разработки на отдельные пласты и пропластки. Особое внимание следует уделять литологической характеристике пород, слагающих продуктивный пласт. Особенности литологии определяют структуру пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи. Для принятия решения использовать методы повышения нефтеотдачи очень важно изучение геологических характеристик слагающих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реализации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетаемыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться неблагоприятными для такого применения последствиями. Так, например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллонитовых глин и закачке в них пресной воды, щелочи, растворов ПАВ может происходить набухание глин с потерей приемистости скважинами нагнетаемых жидкостей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой. Если в продуктивном пласте содержатся сильноминерализованные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок с закупоркой пор пласта.

          Применению методов повышения нефтеотдачи должен предшествовать тщательный анализ состояния разработки объекта. Наряду с изучением особенностей динамики показателей эксплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявления естественного режима и состояния обводненности пластов по площади и разрезу следует выявить характер залегания в пласте остаточных запасов нефти после первичной разработки залежи нефти. Остаточные запасы в пласте могут находиться в виде пленки нефти, обволакивающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между зернами породы, а также в виде непромытых водой линзовидных включений или отдельных пропластков, неохваченных процессом заводнения.

          Состояние остаточной нефтенасыщенности  является определяющим для выбора  метода повышения нефтеотдачи. Если остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных заводнением линзах или пропластках, то хорошие результаты можно получить при использовании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи (циклическое заводнение, метод перемены направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости). Если остаточная нефтенасыщенность представлена пленочной нефтью на поверхности породы, то предпочтительными могут быть физико-химические (закачка ПАВ, миццелярные растворы, закачка углекислоты и др.).

           Особое значение при принятии  решения о применении методов  повышения нефтеотдачи приобретает  углубленное изучение свойств  пластовой нефти (вязкость, плотность,  содержание фракций, выкипающих  при разных температурах и  др.) и их изменчивости в пределах залежи. Так, если пластовые нефти характеризуются высокой вязкостью, то разработку таких залежей предпочтительнее вести использованием тепловых методов.

          При применении тепловых методов  необходимо изучение теплофизических  характеристик пород продуктивной части пласта и насыщающих пласт-коллектор жидкостей. Не менее важно изучение температурных условий в залежах нефти.

           Работам по применению методов  повышения нефтеотдачи пластов  должны предшествовать комплексные  исследования добывающих и нагнетательных скважин с определением коэффициентов продуктивности, приемистости, давления нагнетания, свойств нефти и газа, газового фактора, обводненности, забойных, пластовых давлений и температуры.

       Тщательное углубленное геолого-промысловое изучение объектов разработки перед применением методов повышения нефтеотдачи – залог успешной реализации поставленной задачи получения высокой нефтеотдачи пластов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

             1. Абдуллин Ф.С. «Добыча нефти и газа» 1983 г.

2. Бойко В.С. «Разработка и  эксплуатация нефтянных

             месторождений» 1990 г.

3. Лысенко В.Д. «Инновационная  разработка нефтяных 

              месторождений» 2000 г.

4. Отчет о состоянии эксплуатационного фонда скважин на

              1.01.2002 г.  ТПДН «Пальяновский».

          5. Покрепин  Б.В. «Разработка нефтяных и  газовых месторождений»

              2004 г. 

6. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией

              Гиматудинова Ш.К 1979 г.

7. Щуров В.И. «Техника и технология добычи нефти» М. Недра, 1983 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

  1. Введение…………………………………………………………………...4

  2.Методы повышения нефтеотдачи пластов.………………………………6

      2.1. Классификация методов...………………………………………....…6

     2.2. Гидродинамические методы…………………….…………………...8

     2.3. Газовые методы…………………..…………………………..............11

     2.4.Физико-химические методы…………………………………..……....14

     2.5. Тепловые методы……………………………………..……..………...19

3. Заключение...…………………………………………..…………….……..24

     Список литературы………………………………………………………..…27