Разделы презентаций


Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи презентация, доклад

Содержание

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
Геологические запасы –

количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое

находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием скважин, или обосновано геолого-геофизическими исследованиями;

Извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

(Приказ Министерства природных ресурсов и экологии от 1 ноября 2013 г. № 477 «Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов»)

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.Геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в

Слайд 2Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
Коэффициент извлечения нефти

(КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых запасов к начальным

геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально возможным расчетным значением), выраженное в долях единицы.

При расчете и обосновании КИН учитывают как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и технологий.

В 2010 г. средний КИН в мире составил 0,30 – 0,35. Значения КИН изменяются от 0,09 до 0,75 (полнота извлечения нефти от 9 до 75%). КИН 0,4 – 0,5 считают довольно высоким, таких значений можно достичь, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы – хорошую проницаемость. При КИН 0,2 – 0,3 (как правило, вследствие высокой вязкости нефти), речь идет о трудно извлекаемых запасах.
Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых

Слайд 3Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
В действующих нормативно-технических

документах указаны следующие методы увеличения нефтеотдачи (МУН):
– обработка призабойной зоны

пласта химическими реагентами;
– ремонтно-изоляционные работы, изоляция притока пластовых вод;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– бурение вторых стволов добывающих скважин;
– прочие методы.

Динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.

Понижение величины КИН можно объяснить изменением структуры запасов нефти – увеличением доли трудно извлекаемых запасов, а также увеличением доли месторождений, расположенных на труднодоступных территориях

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.В действующих нормативно-технических документах указаны следующие методы увеличения нефтеотдачи (МУН):–

Слайд 4Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
«Прочие методы» принято

разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.

Заводнение (закачка воды в

пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов – здесь используют не заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)

В соответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать такое определение:
методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт, которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.«Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.Заводнение

Слайд 5Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
В развитии технологий

разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и

системами размещения скважин.

1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000-60000 м2/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину). Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.

2 этап – с 1946 по 1980-85 гг. В практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки. На других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.


Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся

Слайд 6Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
3 этап (с

1980-85 по 1990-95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет

перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5-0,6.

4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин) – это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.


Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.3 этап (с 1980-85 по 1990-95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий

Слайд 7Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
Увеличение нефтеотдачи пластов,

то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и

остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.

Пример применения различных МУН на конкретном предприятии «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):
– заводнение;
– щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);
– обработки призабойной зоны пласта;
– ремонтно-изоляционные работы;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин.

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из

Слайд 8Лекция 2. Заводнение.
Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более

чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение

заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения.

В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня ~80% всей нефти в Российской Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические - основаны на заводнении.

Лекция 2. Заводнение.Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения

Слайд 9Лекция 2. Заводнение.
Общие сведения о строении и свойствах пластов.
Пласт -

геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим

составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей.
Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления.
Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами.
Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система.
Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

Лекция 2. Заводнение.Общие сведения о строении и свойствах пластов.Пласт - геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления

Слайд 10Лекция 2. Заводнение.
Общие сведения о строении и свойствах пластов.

Нефть неравномерно

пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей)

породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное.

В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется.

Лекция 2. Заводнение.Общие сведения о строении и свойствах пластов.Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей

Слайд 11Лекция 2. Заводнение.
Общие сведения о строении и свойствах пластов.


Лекция 2. Заводнение.Общие сведения о строении и свойствах пластов.

Слайд 12Лекция 2. Заводнение.
Основные свойства коллектора нефти и газа.
Наиболее важными для

нас являются емкостная и фильтрационная характеристики коллектора. Они зависят от

от его состава, пористости и проницаемости.

Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12-25%.


Лекция 2. Заводнение.Основные свойства коллектора нефти и газа.Наиболее важными для нас являются емкостная и фильтрационная характеристики коллектора.

Слайд 13Лекция 2. Заводнение.
Основные свойства коллектора нефти и газа.
Проницаемость коллекторов –

способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость

определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:

где Q – расход жидкости, м3/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м2; F – площадь фильтрации, м2; (P1 – Р2) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м;  – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.

Лекция 2. Заводнение.Основные свойства коллектора нефти и газа.Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии

Слайд 14Лекция 2. Заводнение.
Основные свойства коллектора нефти и газа.
Неоднородность порового пространства

(микронеоднородность).
Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их

расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные (диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор.

Неоднородность коллекторов (макронеоднородность).
Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением.
Лекция 2. Заводнение.Основные свойства коллектора нефти и газа.Неоднородность порового пространства (микронеоднородность).Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен

Слайд 15Лекция 2. Заводнение.
Основные свойства коллектора нефти и газа.
Расчлененность коллекторов. Коллекторы

представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых

нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин.

Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали.
Лекция 2. Заводнение.Основные свойства коллектора нефти и газа.Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а

Слайд 16Лекция 2. Заводнение.
Основные свойства коллектора нефти и газа.
Начальная нефтенасыщенность коллекторов.


Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной

водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24 – 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%).
Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%.
Лекция 2. Заводнение.Основные свойства коллектора нефти и газа.Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно

Слайд 17Лекция 2. Заводнение.
Заводнение – вытеснение нефти водой.
В нефтяную залежь

через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой

нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН.

При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются:
– время начала заводнения;
– система заводнения;
– система размещения скважин;
– плотность сетки скважин;
– темп добычи нефти;
а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения.
Лекция 2. Заводнение.Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода

Слайд 18Лекция 2. Заводнение.
Время начала заводнения.
Заводнение может быть применено не

с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном

режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти.
Лекция 2. Заводнение.Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно

Слайд 19Лекция 2. Заводнение.
Системы заводнения.
При законтурном заводнении воду закачивают в

нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения

на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от 40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности.

Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На на следующем слайде показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения.
Лекция 2. Заводнение.Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора.

Слайд 20Лекция 2. Заводнение.
Системы заводнения.
Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о.

Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки

– нагнетательные скважины;
черные – добывающие;
красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные.

Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола.
Лекция 2. Заводнение.Системы заводнения. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного

Слайд 21Лекция 2. Заводнение.
Системы заводнения.
Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения.

При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы,

блоки или площади. Ширина блоков - от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5 (пятирядное заводнение).

Разновидности блокового заводнения:
– осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;
– центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;
– кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;
– очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки;
– барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;
– площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки.

Лекция 2. Заводнение.Системы заводнения. Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение

Слайд 22Лекция 2. Заводнение.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения

показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются

в
1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными;
2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой.

При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением.

Лекция 2. Заводнение.Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех

Слайд 23Лекция 2. Заводнение.
Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический

режим фильтрации жидкостей в пласте.

Гидродинамические МУН направлены на изменение

режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов.

Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока.

Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Лекция 2. Заводнение.Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН

Слайд 24Лекция 2. Заводнение.
Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся

жидкостей (нефти и воды) процесс их движения зависит от капиллярного

давления, то есть от разности давлений в не смачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском. Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения на границе раздела нефти и воды, смачиваемости коллектора и размеров пор.

В гидрофобных коллекторах (практически все нефтяные коллекторы обладают частичной гидрофобностью) капиллярные силы являются основной причиной удержания нефти. Они обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон добывающих скважин препятствуют притоку нефти из пласта в скважину через водную блокаду.

Отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из гидрофобных коллекторов возрастает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При «устранении» действия капиллярных сил снижением межфазного натяжения с 25 – 35 до 0,001 – 0,010 мН/м можно достигнуть почти полного вытеснения нефти (95 – 98%).

Лекция 2. Заводнение.Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения

Слайд 25Лекция 2. Заводнение.
Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) находится в

пласте в виде:
– капиллярно удержанной нефти;
– пленочной нефти, покрывающей поверхность

породы (эта нефть образует прочные слои, которые сложно разрушить) (~30% вместе с капиллярно удержанной нефтью);
– нефти, остающейся в малопроницаемых зонах, не охваченных заводнением (~35%);
– нефти в линзах, не вскрытых скважинами (~20%);
– нефти в застойных зонах однородных пластов (~15%).

70% остаточной нефти находится в малопроницаемых зонах, в застойных зонах и линзах, не охваченных заводнением. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи при заводнении. Для их диагностирования необходимо детальное изучение геологического строения пластов различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространенности отдельных пропластков.

Лекция 2. Заводнение.Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) находится в пласте в виде:– капиллярно удержанной нефти;– пленочной

Слайд 26Лекция 2. Заводнение.
Коэффициент извлечения нефти при заводнении.
Полноту извлечения нефти при

заводнении характеризуют коэффициентом извлечения нефти при заводнении КИ.З., который представляют

как произведение двух коэффициентов – коэффициента вытеснения нефти водой (в общем случае – вытесняющим «агентом») и коэффициента охвата пласта заводнением КИ.З. = Kвыт.×Kохв.

Kвыт. – коэффициент вытеснения нефти водой (коэффициент вытеснения) - отношение объема нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке коллектора водой, к начальному объему нефти в коллекторе.

Kохв. – коэффициента охвата пласта заводнением (коэффициента заводнения) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных заводнением, к общему объему нефти в коллекторах. Охваченной заводнением считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления.

Важно: КИ.З.  КИН


Лекция 2. Заводнение.Коэффициент извлечения нефти при заводнении.Полноту извлечения нефти при заводнении характеризуют коэффициентом извлечения нефти при заводнении

Слайд 27Лекция 2. Заводнение.
Коэффициент извлечения нефти при заводнении.

Коэффициент вытеснения определяют в

лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86 (существуют и другие методики) с

использованием керна, модели пластовой нефти и воды. Через керн (образец нефтесодержащей породы) фильтруют воду до прекращения выхода из керна нефти при обязательном создании и поддержании пластовых температуры и давления. Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, свойств нефти (в первую очередь, вязкости в пластовых условиях) и воды.

Коэффициент заводнения определить в лабораторных условиях невозможно, его определяют по методикам, разработанным ВНИИ им. А.П. Крылова, СибНИИНП и «Гипровостокнефть» по данным, получаемым в процессе разработки месторождения. Коэффициент заводнения зависит от макронеоднородность коллекторов, системы разработки месторождения, системы заводнения. Появление зон, не промываемых водой, объясняется неоднородностью строения, свойств и состава коллекторов, образованием система постоянных трубок тока при стационарном заводнении.


Лекция 2. Заводнение.Коэффициент извлечения нефти при заводнении.Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86 (существуют и

Слайд 28Лекция 2. Заводнение.
Коэффициент извлечения нефти при заводнении.

Некоторые химические МУН (применение

поверхностно-активных веществ) и тепловые МУН повышают, в основном, коэффициент вытеснения.

Гидродинамические

МУН, многие химические МУН (полимерное заводнение, потокоотклоняющие технологии и др.), гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных добывающих скважин, бурение вторых стволов добывающих скважин направлены на повышение коэффициента заводнения (в общем случае – коэффициента охвата пласта воздействием).

Лекция 2. Заводнение.Коэффициент извлечения нефти при заводнении.Некоторые химические МУН (применение поверхностно-активных веществ) и тепловые МУН повышают, в

Слайд 29Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
МУН принято разделять на:

– гидродинамические;

химические;
– газовые;
– тепловые;
– физические.

Иногда химические методы называют физико-химическими.

Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.МУН принято разделять на:– гидродинамические;– химические;– газовые;– тепловые;– физические.Иногда химические методы называют

Слайд 30Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
Гидродинамические МУН направлены на повышение

эффективности заводнения, а именно – на увеличение охвата пласта заводнением

(увеличение коэффициента заводнения) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.

Гидродинамические МУН – это нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением; форсированный отбор жидкости; циклическое заводнение; изменение направлений фильтрационных потоков; оптимизация сетки нагнетательных скважин.

Химические МУН повышают эффективность заводнения как через увеличение коэффициента заводнения, так и через увеличение коэффициента вытеснения. Они основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К этим МУН относят также закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов.

Химические МУН – это полимерное заводнение, щелочно-пав-полимерное заводнение, заводнение с применением поверхностно-активных веществ, мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное заводнение, потокоотклоняющие технологии, ограничение водопритока.

Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.Гидродинамические МУН направлены на повышение эффективности заводнения, а именно – на увеличение

Слайд 31Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
Газовые МУН – в пласт

закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие

фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения.

Тепловые МУН – это закачка горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Тепловые МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. В основе тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей в пористой среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Тепловые МУН повышают как коэффициент вытеснения, так и коэффициент охвата пласта воздействием.

Физические МУН – это гидравлический разрыв пласта (ГРП), уплотнение сетки добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин, бурение вторых стволов скважин.

Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.Газовые МУН – в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в

Слайд 32Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
Критерии применимости различных МУН. Для

каждого метода существуют свои критерии применимости, которые обусловлены особенностями реализуемого

процесса. Есть общие критерии, определяющие эффективность и целесообразность применения МУН. К ним относятся:
- трещиноватость коллектора (нарушенность монолитности породы трещинами, совокупность трещин в породном массиве) которая приводит к опережающему прорыву закачиваемых веществ в добывающие скважины и снижает охват и нефтеотдачу пласта;
- высокая водонасыщенность пласта (более 65-70%) исключает эффективное применение большинства методов по экономическим причинам, так как затраты на подготовку и закачку вытесняющих агентов не компенсируются дополнительно добытой нефтью;
- высокая вязкость нефти в пластовых условиях (более 50 мПа·с) затрудняет эффективное применение большинства МУН, применяемых при заводнении (кроме физических). Если вязкость нефти ≤ 200 мПа·с, то возможно применение методов полимерного заводнения. При вязкости нефти более 200 мПа·с возможно применение тепловых МУН или их комбинации с другими МУН;
- высокая глинистость коллектора (содержание глин более 10%) снижает эффективность применения физико-химических МУН из-за большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов реагентами. Применение тепловых МУН в глинистых пластах приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости пласта;
- высокая жесткость пластовых вод и вод, используемых для приготовления растворов закачиваемых реагентов, резко снижает эффективность применения почти всех химических МУН.
Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.Критерии применимости различных МУН. Для каждого метода существуют свои критерии применимости, которые

Слайд 33Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
Сравнительная потенциальная эффективность МУН (увеличение

коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием): гидродинамические - 7-15%, химические

- 25-35%, газовые - 5-15%, тепловые - 15-30%, физические - 9-12%.
Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.Сравнительная потенциальная эффективность МУН (увеличение коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием): гидродинамические

Слайд 34Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
Методы воздействия на призабойную зону

пласта. Призабойной зоной пласта (ПЗП) называется область пласта вокруг ствола

скважины, подверженная воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины, ее эксплуатацию и ремонт, нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. По данным разных авторов размеры ПЗП изменяются от долей до десятков метров. Например, 2,5-8,0 диаметров скважины. Имеются данные, что в трещиноватых коллекторах радиус зоны с ухудшенными гидродинамическими характеристиками достигает десятков метров.

В основе всех методов воздействия на ПЗП (стимуляции скважин, интенсификации добычи нефти) лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми способами. Воздействие на ПЗП увеличивает или восстанавливает характеристики скважин, и как следствие, увеличивает нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.
Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.Методы воздействия на призабойную зону пласта. Призабойной зоной пласта (ПЗП) называется область

Слайд 35Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.
Методы воздействия на призабойную зону

пласта.

Изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП

растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф).
Лекция 3. Классификация МУН. Эффективность МУН.Методы воздействия на призабойную зону пласта. Изменение дебита добывающей скважины до и

Слайд 36Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Гидродинамические МУН, как

отмечено в предыдущей лекции, направлены на повышение эффективности заводнения (в

основном на увеличения охвата пласта заводнением) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.

В лекции 2 мы говорили о том, что при «обычном» заводнении в пласте остается не вытесненная водой (остаточная) нефть и ~50% остаточной нефти находится в малопроницаемых и застойных зонах. До ~30% остаточной нефти - капиллярно удержанная и пленочная нефть.

Применение гидродинамических МУН позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые и застойные зоны, а также (частично) капиллярно удержанную и пленочную нефть.
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Гидродинамические МУН, как отмечено в предыдущей лекции, направлены на повышение

Слайд 37Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Классификация гидродинамических МУН

по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных

и газонефтяных месторождений».

В РД 153-39.0-110-01 принята классификация гидродинамических МУН по различиям в технологии осуществления и степени воздействия на продуктивные пласты.

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяют на промыслах из-за простоты реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. Ко второй группе отнесены методы, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относят методы гидродинамического воздействия, которые осуществляют через изменения режимов работы скважин и которые направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому

Слайд 38Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Классификация гидродинамических МУН

по РД 153-39.0-110-01
Методы 1 группы объединены под названием «нестационарное

заводнение» и включают в себя в нагнетательных скважинах:
- повышение давления нагнетания;
- циклическое заводнение, то есть периодическое снижение (прекращение) закачки воды;
- перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин
(перемена направлений фильтрационных потоков);
- одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину;
- избирательная закачка воды в малопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки;
- ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки;
- методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.);
- механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв
пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов и др.);

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 Методы 1 группы объединены

Слайд 39Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Классификация гидродинамических МУН

по РД 153-39.0-110-01
Методы 1 группы объединены под названием «нестационарное

заводнение» и включают в себя в добывающих скважинах:
- изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;
- форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;
- периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин;
- одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах;
- оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;
- многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы);
- системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);
- забуривание вторых и горизонтальных стволов.

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 Методы 1 группы объединены

Слайд 40Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Классификация гидродинамических МУН

по РД 153-39.0-110-01
К методам 2 группы относят:
- перенос фронта

нагнетания воды в имеющиеся скважины;
- организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные;
- организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины;
- вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов;
- организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений;
- другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 К методам 2 группы

Слайд 41Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Поддержание повышенных давлений

нагнетания воды на Бавлинском, Ново-Елховском, Арланском месторождениях и на некоторых

площадях Ромашкинского месторождения показало, что увеличение давления нагнетания приводит к увеличению работающей толщины пласта и улучшению фильтрации жидкостей в пласте. Относительное увеличение работающей толщины пластов при повышении давления от 11 до 15 МПа по перечисленным месторождениям составило около 22%.

На поздней стадии разработки месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов.
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Поддержание повышенных давлений нагнетания воды на Бавлинском, Ново-Елховском, Арланском месторождениях

Слайд 42Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Форсированный отбор жидкостей

(ФОЖ) применяют при обводнении продукции скважин > 75%.
Под ФОЖ

понимают поэтапное существенное (сначала на 30-50%, затем в 1,5-3,0 раза) увеличение отборов жидкости из обводненных (> 75%) высокопродуктивных (с дебитами жидкости > 50 т/сут.) скважин.

При ФОЖ возрастает градиент давления в пласте, что приводит к увеличению скорости фильтрации. В результате в разработку вовлекаются участки пласта, не охваченные заводнением. При увеличении скорости фильтрации происходит частичное вовлечение в разработку капиллярно удержанной нефти и отмыв пленочной нефти.

ФОЖ является наиболее освоенным методом увеличения нефтеотдачи. Первое сообщение об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР было сделано в 1945 г. В Западной Сибири ФОЖ применяли на Мегионском, Самотлорском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Приразломном и Приобском месторождениях.
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Форсированный отбор жидкостей (ФОЖ) применяют при обводнении продукции скважин >

Слайд 43Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Форсированный отбор жидкостей

(ФОЖ)

Основные выводы, сделанные на основе анализа применения ФОЖ:
- ФОЖ

эффективен по большинству обводняющихся скважин, независимо от их обводненности (в пределах применимости метода);
- ФОЖ более эффективен в тупиковых зонах, в скважинах с большой вертикальной неоднородностью и расчлененностью;
- прирост добычи нефти приблизительно пропорционален приросту дебита жидкости;
- при применении ФОЖ замедляется темп падения добычи нефти.
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Форсированный отбор жидкостей (ФОЖ) Основные выводы, сделанные на основе анализа

Слайд 44Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Циклическое заводнение и

изменение направлений фильтрационных потоков.
При циклическом заводнении периодически изменяют режим воздействия

на пласт и создают в нем нестационарное распределение пластового давления.

Метод практически всегда применяют совместно с изменением направления фильтрационных потоков жидкостей в пласте, которое, чаще всего, обеспечивают переносом нагнетания воды - прекращают закачку воды в одни скважины и закачивают в другие.

Управляемые параметры циклического заводнения - амплитуда и продолжительность циклов воздействия. Продолжительность циклов - от 10 до 70-80 суток.

Существует большое количество модификаций метода циклического заводнения. Одним из самых распространенных является метод чередующейся работы нагнетательных и добывающих скважин. Во время закачки воды через нагнетательные скважины добывающие скважины останавливают, за счет чего давление в пласте возрастает и создается запас упругой энергии. Далее в эксплуатацию вводят добывающие скважины, а нагнетательные останавливают.
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Циклическое заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков.При циклическом заводнении периодически

Слайд 45Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Полный охват неоднородных

пластов заводнением, практически, невозможен только за счет совершенствования системы заводнения,

включая циклическое заводнение и оптимизацию сетки нагнетательных скважин.

Эффективность заводнения снижается с усилением неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти, так как нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя нефть не вытесненной в малопроницаемых слоях, участках и зонах.
Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Полный охват неоднородных пластов заводнением, практически, невозможен только за счет

Слайд 46Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Химические (физико-химические) МУН

направлены на повышение эффективности заводнения как через увеличение коэффициента заводнения,

так и через увеличение коэффициента вытеснения.
Химические МУН основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К ним также относят закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов.
Пик применения химических МУН в мире был в 80-х годах XX века. Химические МУН применяли, в основном, на терригенных коллекторах. Сегодня химические МУН широкомасштабно применяют Россия и Китай. Считается, что химические МУН составляют ~6 % всех МУН, применяемых в мире.

Известно большое количество химических методов увеличения коэффициента заводнения: закачка загущенной полимерами воды, закачка поверхностно-активных веществ, периодическая закачка реагентов, понижающих проницаемость высокопроницаемых промытых водой пропластков, закачка гелевых композиций. Реагенты закачивают в пласт через нагнетательные скважины, добавляя их в закачиваемую воду. Физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных веществ, изучены недостаточно. Поэтому основные параметры технологий их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях выбирают на основе качественных представлений о взаимодействии закачиваемых композиций в пласте.
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Химические (физико-химические) МУН направлены на повышение эффективности заводнения как через

Слайд 47Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Полимерное заводнение -

закачивание водного раствора полимера в пласт в течение длительного времени,

пока полимером не будет заполнено ⅓ - ½ порового объема коллектора.

При закачке в коллектор воды она идет по пути наименьшего сопротивления (через слои с более высокой проницаемостью, а в пределах одного слоя - по установившимся системам постоянных трубок тока) в сторону добывающих скважин. Нефть имеет более высокую, чем вода, вязкость, поэтому вода частично «просачивается» через поры и каналы, «занятые» нефтью, не вытесняя нефть («обходит» нефть), что снижает коэффициент заводнения. Повышение вязкости закачиваемой воды с помощью добавления к ней полимеров повышает коэффициент заводнения (одновременно может происходить некоторое уменьшение приемистости нагнетательных скважин из-за повышенной вязкости растворов полимеров и из-за адсорбции полимеров на поверхности породы). Полимерное заводнение в промышленных масштабах применяют уже более 40 лет.
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Полимерное заводнение - закачивание водного раствора полимера в пласт в

Слайд 48Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Полимерное заводнение
Полимер –

это вещество с большой молекулярной массой (от нескольких тысяч до

нескольких миллионов), состоящее из большого числа повторяющихся одинаковых по строению атомных группировок – составных звеньев (мономеров), – соединенных между собой химическими или координационными связями в линейные или разветвленные цепи, или трехмерные структуры.

Для повышения вязкости воды применяют:
– природные полимеры растительного происхождения и биополимеры – продукты жизнедеятельности микроорганизмов (полисахариды);
– модифицированные биополимеры;
– синтетические полимеры.

Наиболее широко применяемыми полисахаридами растительного происхождения являются целлюлоза, крахмал, хитин, лигнин, пектин, гуаровая смола и их производные; полисахариды ферментативного происхождения – декстран, ксантан.
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Полимерное заводнениеПолимер – это вещество с большой молекулярной массой (от

Слайд 49Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Полимерное заводнение
Полимер

Синтетические водорастворимые

полимеры - полиэтиленоксид, полиакриламид (ПАА) и др., а также сополимерные

продукты - сополимер акриламида с акриловой кислотой или акрилатом натрия. Сополимерные продукты могут быть получены также гидролизом полиакриламида (ГПАА) или полиакрилонитрила (ГИПАН).

При реализации полимерного заводнения наиболее широко используют полиакриламид.

ПАА подвержен химической, термической и механической деструкции (разрушению).
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Полимерное заводнениеПолимерСинтетические водорастворимые полимеры - полиэтиленоксид, полиакриламид (ПАА) и др.,

Слайд 50Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Полимерное заводнение
Влияние полимеров

на подготовку нефти.
Химические реагенты, поступая вместе с закачиваемой водой

в продукцию добывающих скважин, могут отрицательно влиять на процесс добычи и подготовки нефти. Например, ПАА способствует выделению парафинов из нефти, ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют отделение нефти от воды.

Полисахариды в пробе из сепаратора и стабилизированная ими эмульсия.

В настоящее время полимерное заводнение с использованием только полимера применяют редко. Чаще используют смеси щелочных, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров (щелочь-ПАВ-полимерное заводнение). При совместном использовании щелочь, ПАВ и полимер взаимно усиливают действие друг друга, в результате повышается не только охват пласта заводнением, но и увеличивается коэффициент вытеснения.
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Полимерное заводнениеВлияние полимеров на подготовку нефти. Химические реагенты, поступая вместе

Слайд 51Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Применение поверхностно-активных веществ

(ПАВ).
ПАВ – химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела

фаз, снижают поверхностное натяжение.

Добавление ПАВ к закачиваемой воде позволяет повысить коэффициент вытеснения за счет:
– снижения межфазного натяжения на границе нефть – вода (при низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте – извлечение капиллярно удержанной нефти);
– увеличения смачиваемости породы водой и моющего действия по отношению к нефти (отмыв пленочной нефти);
– снижения вязкости нефти (ПАВ могут адсорбироваться асфальтенами).
ПАВ начали применять в нефтепромысловой практике в 50-е годы XX века.

Для значительного улучшения вытесняющей способности воды требуется снизить поверхностное натяжение до 0,01 – 0,05 мН/м. Лучшие неионогенные промышленно выпускаемые ПАВ при оптимальной концентрации в воде (0,05 – 0,1%) обеспечивают снижение поверхностного натяжения до 7 – 8 мН/м. Поэтому эффективность применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи довольно низкая. ПАВ применяют, в основном, для обработки призабойных зон нагнетательных скважин для увеличения их приемистости (в сочетании с другими реагентами).
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ). ПАВ – химические соединения, которые, концентрируясь

Слайд 52Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Мицеллярно-полимерное заводнение –

закачка в пласт смеси воды (10-95%), ПАВ (4 – 15%),

углеводородной фазы (керосин, легкая нефть, сжиженный газ, 2 – 80%) и спиртов (стабилизаторы: изопропиловый, бутиловый и др., до 20%). Указанные компоненты при перемешивании образуют так называемые мицеллярные системы (микроэмульсии) устойчивые к расслоению. Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на снижение действия капиллярных сил, то есть на увеличение, в основном, коэффициента вытеснения.

Для вытеснения мицеллярного раствора вслед за ним в пласт закачивают полимерный раствор с близкой вязкостью (которая может достигать 100 и более мПа·с), затем закачивают воду.

Основное достоинство метода – возможность обеспечить извлечение из заводненных пластов до 50 – 60% остаточной нефти.
Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Мицеллярно-полимерное заводнение – закачка в пласт смеси воды (10-95%), ПАВ

Слайд 53Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Щелочное заводнение.
При

добавлении щелочи к закачиваемой воде она в пласте взаимодействует с

нефтью и породой. В нефти содержатся органические кислоты (нефтяные кислоты). При взаимодействии нефтяных кислот со щелочами образуются соли, являющиеся хорошими ПАВ (соли нефтяных кислот называют нефтяными мылами). Нефтяные мыла значительно снижают поверхностное натяжение нефти на границе раздела фаз нефти и раствора щелочи и увеличивают смачиваемость породы водой. Как мы отмечали, для значительного улучшения вытесняющей способности воды требуется максимально снизить поверхностное натяжение, что и происходит при щелочном заводнении. Щелочное заводнение повышает коэффициент вытеснения. Чем выше концентрация органических кислот в нефти, тем больше ПАВ образуется в пласте при взаимодействии нефти со щелочью.

Для приготовления щелочных растворов используют гидроксид натрия (NaOH), карбонат натрия (Na2CO3), аммиак (NH4OH), силикат натрия (Na2SiO3). Оптимальная концентрация NaOH в растворе, при которой достигается минимальное поверхностное натяжение, ~0,2%. Щелочные растворы обычно закачивают в виде оторочек размером 0,10-0,25 объема пор с концентрацией 0,05-0,5% NaOH. Сравнительная дешевизна NaOH, небольшие концентрации в растворе (0,2-0,4%), образование ПАВ непосредственно в пласте делают этот метод достаточно перспективным. По лабораторным данным использование щелочных растворов позволяет повысить коэффициент вытеснения на 15-20%.

Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Щелочное заводнение. При добавлении щелочи к закачиваемой воде она в

Слайд 54Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Потокоотклоняющие технологии (ПОТ).


В нагнетательные скважины закачивают ограниченные объемы реагентов, снижающих проницаемость высокопроницаемых

слоев пласта вплоть до их блокирования. Тем самым создают более равномерный фронт вытеснения и уменьшают прорывы воды в добывающие скважины. ПОТ увеличивают коэффициент заводнения. В России ПОТ промышленно применяют с 80-х годов XX века, известно около 100 разновидностей ПОТ.



Наиболее востребованы ПОТ с использованием ПАА и его модификаций (сшитые полимерные системы, полимерно-дисперсные составы, полимерно-щелочное заводнение и т.д.).

Технологическая эффективность данных видов обработок от 1000 до 5000 т нефти на 1 т сухого полимера. Технологии с ПАА широко применяют в следующих компаниях:
- ОАО «ЛУКОЙЛ»;
- ОАО «Сургутнефтегаз»;
- ОАО «Татнефть»;
- ОАО «Удмуртнефть».


Керн с «промоинами»



Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Потокоотклоняющие технологии (ПОТ). В нагнетательные скважины закачивают ограниченные объемы реагентов,

Слайд 55Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Ограничение водопритока -

обработка призабойных зон пласта добывающих скважин с целью снижения объема

добываемой попутно с нефтью воды.
Известно свойство сшитых полимерных систем (гелей) непропорционально снижать проницаемость пласта по воде и по нефти. В лабораторных экспериментах установлено, что после образования геля в пористой среде ее проницаемость по воде уменьшается в ~1000 раз, а по нефти лишь в ~10 раз.

Для образования геля применяют ПАА, который в водном растворе «сшивают» солями поливалентных металлов (широко используют ацетат хрома). Соотношение проницаемости по воде и нефти «регулируют» изменяя концентрацию ПАА в рабочем составе. Это свойство гелей используют при обработке всего вскрытого пласта в добывающей скважине (не отдельных водонасыщенных пропластков).

Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Ограничение водопритока - обработка призабойных зон пласта добывающих скважин с

Слайд 56Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Пример применения химических

МУН.
Территориально-производственное предприятие «Урайнефтегаз» (подразделение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», осуществляет добычу

нефти на месторождениях Шаимского нефтегазоносного района) с 1977 г. по 2016 г. провело 2851 обработку нагнетательных скважин на 20 месторождениях. Опробованы 33 технологии (водоизолирующие, потокоотклоняющие, отмывающие), большинство из которых перешли в стадию промышленного применения. За счет применения физико-химических МУН «дополнительно» добыто ~4,8 млн. т нефти.

Для углубленного изучения химических МУН рекомендуются монографии

Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985. - 308 с.

Ленченкова Л. Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.: ил. - ISBN 5-247-03815-0

Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.Пример применения химических МУН. Территориально-производственное предприятие «Урайнефтегаз» (подразделение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная

Слайд 57Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
В газовых МУН в пласт

закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие

фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения.

При концентрированной закачке газ нагнетают в повышенные участки залежи для создания искусственной газовой шапки, нефть отбирают из скважин, расположенных ниже по структуре пласта.

При рассредоточенной закачке используют площадное расположение скважин. Механизм вытеснения нефти при рассредоточенной закачке газа изучен не полностью. Газ - вытесняющий агент с малой вязкостью - быстро прорывается от нагнетательных скважин к добывающим по высокопроницаемым зонам. Для предотвращения этого закачку газа сочетают с закачкой воды - водогазовое воздействие. Распространенным вариантом водогазового воздействия является попеременная закачка воды и газа.

Существуют технологии закачки в пласт смеси воды и газа в виде пены.
Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.В газовых МУН в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в

Слайд 58Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
Модификации газового и водогазового воздействия

применяли на участках Самотлорского месторождении в 1984-91 гг.: в пласт

закачивали углеводородный газ 1-й ступени сепарации и - последовательно или попеременно - воду. Средний коэффициент извлечения нефти при заводнении (лекция 2) увеличился, по сравнению с заводнением без использования газа, на 7-15% и составил 0,59.

Для успешного применения газовых МУН закачку газа необходимо проектировать с начала разработки месторождения, чтобы вся система обустройства и конструкции скважин, как нагнетательных, так и добывающих, соответствовали технологии закачки газа.
Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.Модификации газового и водогазового воздействия применяли на участках Самотлорского месторождении в 1984-91

Слайд 59Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
Закачка CO2
Одним из первых

опубликованных сообщений о возможности применения CO2 для увеличения нефтеотдачи можно

считать публикацию 1932 г. (Рассел) с изложением результатов лабораторных исследований на образцах керна нефтесодержащего песчаника. CO2 хорошо растворяется в нефти, значительно снижая ее вязкость (с 1000-9000 мПа·с до 15-160 мПа·с и с 100-600 мПа·с до 3-15 мПа·с), и вызывает «разбухание» нефти - объем нефти может увеличиться в 1,5-1,7 раза. При давлении ~10 МПа и температуре 27-37 °С в 1 м3 нефти растворяется 250-300 м3 CO2, по растворимости в углеводородах CO2 сходен с пропаном.

Наиболее распространена непрерывная закачка CO2.
В другой технологии CO2 закачивают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой водой. В истощенных пластах с низким пластовым давлением ~1 МПа CO2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом переходят в газообразную смесь CO2 и углеводородов. На поверхности CO2 и углеводороды разделяют, CO2 снова закачивают в пласт.
Третья технология применения CO2 состоит в вытеснении нефти водой, насыщенной (3-5%) CO2. В пласте СО2 переходит из воды в нефть, изменяя ее свойства (так как растворимость СО2 нефти в 4-10 раз выше, чем в воде).

Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.Закачка CO2 Одним из первых опубликованных сообщений о возможности применения CO2 для

Слайд 60Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
Закачка CO2
Закачку СО2 для

увеличения нефтеотдачи наиболее широко применяют в США. По некоторым данным

около 70 % мировой добычи нефти с закачкой СО2 приходится на месторождения в Техасе и Нью-Мексико. Объясняется это тем, что в США имеются крупные месторождения СО2, которого, для увеличения нефтеотдачи, требуется 1000-2000 м3 на тонну добытой нефти.

Первый промысловый эксперимент по закачке CO2 в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины. В целом по участку, по оценке института БашНИПИнефть, за счет закачки карбонизированной воды дополнительно добыли 27,3 тыс. т нефти, 5,8 т нефти на тонну закачанного CO2.

Закачка CO2 эффективна при вязкости нефти не более 10-15 мПа · с, так как при более высокой вязкости ухудшается смешиваемость CO2 с нефтью. Для обеспечения хорошей смешиваемости CO2 с нефтью пластовое давление должно быть более 8-9 МПа. При толщине пласта более 25 м эффективность метода снижается из-за гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением.

Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.Закачка CO2 Закачку СО2 для увеличения нефтеотдачи наиболее широко применяют в США.

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое TheSlide.ru?

Это сайт презентации, докладов, проектов в PowerPoint. Здесь удобно  хранить и делиться своими презентациями с другими пользователями.


Для правообладателей

Яндекс.Метрика