Методы увеличения нефтеотдачи пластов Национальный минерально-сырьевой

пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее

запасам.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения – характеризует степень выработки балансовых запасов нефти на момент окончания разработки.

Текущая нефтеотдача зависит от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

коэффициент вытеснения нефти из пласта,
Кохв. – коэффициент охвата пласта

разработкой,
Кзав. – коэффициент заводнения месторождения.

Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:


где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.

залежи, в которой происходит фильтрация пластовых флюидов к ее общему

объему. :



где Vпв – объем залежи, охваченный процессом вытеснения,
Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи.

Коэффициент заводнения - отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом.

отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно удержанная нефть
2)

нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы
3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;
4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами

растворов, гелеобразующих веществ);
газовые (использование углеводородного и дымового газов, азота воздуха,

водогазовых смесей);
тепловые (закачка горячей воды, пара);
физические (магниты, вибротехнологии, плазменно-импульсное воздействие, электровоздействие);
биологические (на основе биотехнологий).

концентрируясь на поверхности раздела термодинамических фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения.
ПАВ —

органические соединения, имеющие амфифильное строение, то есть их молекулы имеют в своём составе полярную часть, гидрофильный компонент (функциональные группы -ОН, -СООН, -SOOOH, -O- и т. п., или, чаще, их соли -ОNa, -СООNa, -SOOONa и т. п.) и неполярную (углеводородную) часть, гидрофобный компонент.

Схематически молекулу ПАВ обычно изображают в виде кружка (полярная группа) и черточки (неполярный радикал).

Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных

групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ - их поверхностная активность на границе раздела вода - воздух.

Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть - вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы - растворимость в углеводородах.

Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы.

повышении концентрации ПАВ достигается ККМ, то есть такая концентрация ПАВ,

при которой возникают мицеллы, находящиеся в термодинамическом равновесии с неассоциированными молекулами ПАВ.

При разбавлении раствора мицеллы распадаются, а при увеличении концентрации ПАВ вновь возникают. Выше ККМ весь избыток ПАВ находится в виде мицелл.

Мицеллы — частицы в коллоидных системах, состоят из нерастворимого в данной среде ядра очень малого размера, окруженного стабилизирующей оболочкой адсорбированных ионов

межфазное натяжение воды на границе с нефтью.

При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте.

2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой.

Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы.

3. Водные дисперсии ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти.

Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают отмыв нефти с поверхности проды.

в пластовой и закачиваемой в пласты воде;

высокая поверхностная активность

на границе раздела нефть-вода»;

низкая адсорбция на породах пласта;

высокая нефтевытесняющая способность при низких концентрациях в воде;

большая скорость и глубина впитывания в нефтенасыщенную породу;

высокая скорость диффузии;

ослабление реологических свойств нефти
.

обратной дисперсии, имеет ряд преимуществ: повышенная вязкость по сравнению с

водной дисперсией ПАВ. Составы обладают достаточно высокой эффективностью, однако и значительно большей стоимостью в сравнении с водными дисперсиями ПАВ.

Неионногенные ПАВ обладают способностью хорошо растворяться в пластовых водах, не давая осадка.
Широко применяют оксиэтилированные алкилфенолы (неонолы АФ9, Hostapal CV, Nonal, Syptopan), сульфонолы, сульфоэтоксилаты, алкил- сульфонагы, реагенты ряда ОП (ОП-4, ОП-10) .
Более эффективно применение композиций ПАВ, обладающих синергетическим эффектом совместного действия АПАВ и НПАВ, такие как композиция «Сепавет» фирмы BASF, маслорастворимых и водорастворимых ПАВ — «Нефтенол», технология «СНО АН МФК», композиция СНПХ-95 ОАО «НИИНефтепромхим»

обладающий способностью даже при малых концентрациях существённо повышать вязкость воды,

снижать ее подвижность и за счет этого способствовать выравниванию фронта вытеснения, предотвращению преждевременных прорывов закачиваемой воды к забоям добывающих скважин.

Это позволяет существенно увеличить охват пластов вытеснением и достигнуть более высокий Кин по сравнению с обыкновенным заводнением.

состоящий из двух и более типов мономеров) акриловой кислоты и

акриламида, сополимеры акриламида (гидроксиэтилцеллюлоза,
карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза , полиакриловая кислота, глюкан, глюкан, декстрана, полиоксиэтилен и поливиниловый спирт

Характерная особенность ГПАА увеличивать вязкость заключается в его большом молекулярном весе. Эта особенность усиливается анионным отталкиванием между молекулами полимера и между сегментами одной и той же молекулы . Отталкивание является причиной того, что молекула в растворе растягивается и сцепляется с другими молекулами, растянутыми аналогичным образом, что вызывает уменьшение подвижности при повышенных концентрациях.

полимерными молекулами
При температуре выше 130 °С наступает термическая деструкция.
Механическая деструкция

обусловлена разрывом макромолекул полимера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта

Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти

Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность

% от объема пор.

Размер оторочки, концентрация раствора и тип

полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды.

Большой эффект можно ожидать от создания полимерных материалов, обладающих следующими свойствами:
должны быть стойкими к деградации,
легко растворимыми в воде,
малочувствительными к действию солей,
должны существенно снижать подвижность воды,
быть недорогими.

с органическими кислотами, входящими в ее состав, в результате чего

образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть - раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой.

Степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти

Щелочь изменяет смачиваемость породы за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти, т.е. гидрофилизует пористую среду, и частично растворяет поверхность породы, что приводит к дополнительному отмыву нефти и увеличению проницаемости коллектора.

со щёлочью по показателю кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к

массе нефти) можно разделить на следующие три группы:

Малоактивная: показатель кислотности– менее0,5 мг/г, межфазное натяжение – более 1-2 мН/м.
Активная: показатель кислотности – 0,5-1,5 мг/г, межфазное натяжение – 0,02 - 1,0 мН/м.
Высокоактивная: показатель кислотности – более1,5 мг/г, межфазное натяжение – менее 0,02 - 0,005 мН/м.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности – менее 0,5 мг/г.

соду) NaOH; углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3; гидрат окиси аммония

(аммиак) NH4OH; силикат натрия (растворимое стекло) N2SiO3

Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия.

Производить непрерывную закачку раствора щелочи в пласт считается неэффективным. Поэтому, как правило, в пласте создается оторочка щелочного раствора, которая затем проталкивается обычной закачиваемой водой. Объем оторочки выбирается в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора и физико-химических свойств нефти и может составлять 5, 10, 20 и более процентов от порового объема пласта. Для выбора оптимального объема оторочки проводят лабораторные эксперименты на моделях пласта.

породе, двуокиси углерода в пластовых водах, способствующие снижению концентрации NaOH

в растворе, приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой.

В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа. Хлористый кальций, например, с концентрацией 0,01 % существенно повышает межфазное натяжение на границе «нефть - раствор щелочи».

него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора

ПАА

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводнённых пластах и вытеснение остаточной нефти, которая удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными капиллярными силами.

Но когда к ним добавляется третий компонент – растворимый в

воде и нефти ПАВ, они могут смешиваться.

Молекулы ПАВ за счёт энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углеводородной жидкости и воды. При их перемешивании в определённых условиях получается
однофазный гомогенный раствор или эмульсия.
При этом образуются так называемые нефтеводяные мицеллы-агрегаты молекул, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга.

Такие растворы называются мицеллярными растворами или микроэмульсиями.

четвёртый компонент– различные стабилизаторы, которые обеспечивают
устойчивость мицеллярных растворов.
В качестве

стабилизатора обычно используются спирты – изопропиловый, бутиловый, гексонол и др.

В качестве углеводородной жидкости можно применять сжиженный газ, керосин, лёгкую нефть.

Важной составной частью раствора является вода. Можно применять обычную пресную или пластовую минерализованную воду, но с заданной солёностью.

В качестве ПАВ используются водонефтерастворимые ПАВ, обладающие большой солюбилизирующей способностью – алкилариловые сульфонаты,
нефтяные сульфонаты и др.

обработка призабойных зон скважин паром, горячей водой, паром с различными

химическими добавками;
площадное воздействие на пласт паром, горячей водой, внутрипластовым горением и с применением комбинированных технологий.

делятся на три группы:

технологии, основанные на нагнетании в

пласт теплоносителей(пара, горячей воды и др.);
технологии, основанные на нагнетании в пласт окислителей(воздуха, кислорода);
комбинированные методы, основанные на закачке в пласт двух и более агентов (термополимерный, термощелочной, парогазовый и др.).

скважины на пропитку и добыча
После закачки расчётного количества пара скважина

закрывается на пропитку на 5-10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины.

Продолжительность цикла закачки пара обычно составляет 10-20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приёмистости скважины по пару. Считается, что на 1 п. м. нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. Таким образом, при толщине пласта 20 м и приёмистости скважины 200 т в сутки продолжительность цикла закачки пара составит 10 суток.

стволу скважины в кровлю и подошву пласта
Высокая экономичность за счет

быстрой окупаемости и высокого нефтепарового отношения ( до 1,8);

Недостатки:
Низкая нефтебитумоотдача (10-20 %);
Падение дебита при последующих циклах

Ограничения:
Не рекомендуется в пласты большой толщины при наличии пропластков и неоднородностей;
Нецелесообразна в пласты толщиной менее 10 м, при разаботке битумов (более 1000 мПа*с);
Не рекомендуется в высокообводненных пластах, низкой проницаемости

вытесняемая из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается из

соседних добывающих. Идет процесс непрерывного фронтального вытеснения нефти из пласта.

растворимости газа в нефти, выделение газа и активизация режима растворённого

газа;
интенсификация капиллярной пропитки водой;
дистилляция нефти паром и смешивающееся вытеснение;
снижнение неньютоновских свойств высоковязких нефтей

темпы отбора нефти и битума;
Низкое нефтепаровое отношение (до 0,5);
Затрата значительного

количества тепловой энергии, в результате чего метод иногда бывает экономически невыгоден

Ограничения:
Не рекомендуется в пласты при наличии пропластков и неоднородностей, разрывов и трещин;
Нецелесообразна в пласты толщиной менее 10 м;
Не рекомендуется при низкой проницаемости и наичии зон низкой нефтебитумонасыщенности

горения или высокотемпературной зоны, тепло в которой образуется за счёт

экзотермических окислительных реакций между частью пластовой нефти и кислородом воздуха.
При этом используется энергия, получаемая при сжигании тяжёлых фракций нефти(кокса), которые и поддерживают горение.
Процесс начинают с инициирования горения в нагнетательной скважине с помощью различных нагревательных устройств: газовых горелок, электронагревателей, забойных термогазогенераторов.

Имеются два варианта внутрипластового горения – прямоточный и противоточный.

пласта;
3 – зона фронта горения;
4 – зона коксообразования;

5 – зона конденсации;
6 – зона горячей воды;
7 – зона повышенной нефтенасыщенности («нефтяной вал»);
8 – зона естественного состояния пласта.

горение(СВГ),
влажное внутрипластовое горение(ВВГ) и
сверхвлажное внутрипластовое горение(СВВГ).

Разновидность внутрипластового

горения определяется величиной водовоздушного фактора, т. е. отношением объёма закачиваемой в пласт воды к объёму закачиваемого воздуха.

Соотношение закачиваемых в пласт объёмов воды и воздуха составляет в среднем1- 5 м³ воды на 1 000 м³ воздуха. При сверхвлажном горении водовоздушное отношение может изменяться от 2 до 10 м³ воды на 1 000 м³ воздуха.

скважин с длиной горизонтального ствола от300 до1 000 м, расположенных

одна над другой в нижней части пласта на расстоянии5-10 м друг от друга

(КИН) - при благоприятных условиях достигает 75%;
процесс добычи нефти

происходит непрерывно;
баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат - максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент.

Недостатки технологии :
значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации;
требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность;
для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.