Контрольная работа по "Геологии"

Полимерное заводнение. Наиболее приемлемым считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации.

Добавка ПАА к нагнетаемой  воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти

ц0 = цн/цв.

Это повышает устойчивость раздела  между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствует улучшению вытесняющих  свойств воды и более полному  вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для  залежей с повышенной вязкостью  пластовой нефти (10-50 мПа-с). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод  целесообразно применять при  проницаемости пород-коллекторов  более 0,1 мкм2.

При фильтрации раствора в  обводненной пористой среде пород  происходит адсорбция полимера на стенках  пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых  залежах (с низкой водонасыщенностью  пластов), при глинистости коллекторов  не более 8-10%. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности  загущать воду метод целесообразно  применять при температуре пластов  не выше 80 °С. В последнее время  разработаны композиции полимеров  с другими химреагентами, позволяющими использовать их и в поздние периоды разработки.

При щелочном заводнении в  качестве химреагентов, добавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальцинированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых колекторах.

На месторождениях Западной Сибири и Татарии в довольно широком  объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой  серной кислоты.

Вытеснение нефти водными  растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее применимыми считаются  растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую  воду улучшает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается  поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и т.д.

Поскольку главным результатом  воздействия ПАВ является улучшение  смачиваемости, его применение целесообразно  при повышенной гидрофобности коллекторов. Вследствие высокой адсорбционной  способности ПАВ в водонасыщен-ных  пластах метод рекомендуют применять  с начала разработки. Метод рекомендуется  при вязкости пластовой нефти 10-30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геолого-промысловых условиях представления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время популярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.

Применение двуокиси углерода. С02 можно нагнетать в сжиженном  виде в пласт в виде оторочки, которую продвигают нагнетаемой  вслед за ней водой. Чаще применяют  водный раствор С02, оторочка которого также проталкивается нагнетаемой  в пласт водой. Углекислота очень  хорошо растворяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем  в 1,5—1,7 раза, снижает вязкость, что  улучшает вытеснение нефти из пор.

С02 не адсорбируется на стенках  пустот породы, поэтому метод может  успешно применяться на поздних, водных стадиях разработки залежей, с обычным заводнением, т.е. в качестве вторичного при нефтенасыщенности 35-40%. Нефтеотдача при этом может быть увеличена на 5—10 пунктов.

Большой эффект достигается  при вязкости нефти 10-15мПа-с. При  большей вязкости смесимость С02 с  нефтью ухудшается. Поскольку смесимость улучшается с увеличением давления, следует выбирать объекты с пластовым давлением более ЮмПа. По существу, этот метод может быть отнесен и к группе методов смешивающегося вытеснения.

Мицеллярное заводнение. В  качестве вытесняющего агента в пласт  нагнетают мицеллярный раствор  в объеме около 10 % пустотного пространства залежи, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а  последнюю — водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости.

Он предназначается в  основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для  применения известных мицеллярных  растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах  порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента, во избежание нарушения  структуры раствора. Желательна средняя  проницаемость пластов более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти - от 3 до 20 мПа-с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 80 °С.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют  пар или горячую воду.

Метод вытеснения нефти паром  рекомендуется для разработки залежей  высоковязких нефтей вплоть до 1000мПа-с  и более.

В России для залежей с  вязкостью нефти 30-60 мПа-с теоретически обоснован и получил наибольшее признание процесс, при котором  путем нагнетания пара в пласт  в нем создается высокотемпературная  оторочка в объеме 20 — 30 % от объема пустотного пространства залежи, которая  затем перемещается закачиваемой в  пласт водой.

При большей вязкости нефти  нагнетание пара должно быть более  продолжительным и даже постоянным. Применение метода позволяет достигать  значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4-0,6.

Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей.

Выбор залежей для применения метода основывается главным образом  на необходимости создания условий  для минимальных потерь тепла, вводимого  с поверхности. Глубина залегания  пласта ограничивается примерно 1000 м  во избежание чрезмерно высоких  потерь тепла в породы через ствол  нагнетательной скважины. Рекомендуемая  нефтенасыщенная толщина - 10-40 м. При  меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породах, покрывающих  и подстилающих продуктивный пласт. При чрезмерно большой толщине  горизонта возможен низкий охват  воздействием по вертикали. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Нагнетание пара может  вызвать усиление выноса породы в  добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушениям, с низкой глинистостью (не более 10%). Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые, с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200-300 м.

Наиболее крупные проекты  разработки залежей с закачкой пара в пласт реализованы на Сахалине и в Республике Коми.

Метод вытеснения нефти горячей  водой может применяться для  разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс намного менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3 — 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для  залежей, по которым даже незначительное снижение пластовой температуры  в процессе разработки может приводить  к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для  предотвращения этого следует при  заводнении нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия  горячей водой лимитируется величиной  теп-лопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Они  основаны на способности пластовой  нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым “горением”). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и перемещения зоны (фронта) горения по пласту путем последующего нагнетания воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагне-тательной скважины производится “поджог" нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или  сверхвлажное горение, при котором  в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это  обеспечивает образование впереди  фронта горения оторочки пара, т.е. перенос  тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс намного  более эффективен, так как реализуются  те же факторы улучшения механизма  вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными  веществами и др.). Учитывая необходимость  увеличения давления нагнетания воздуха  с ростом глубины залегания пластов  и современные возможности имеющихся  в отрасли компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах до 1500-2000 м. Методы могут быть рекомендованы  для залежей с вязкостью пластовой  нефти, от 30 до 1000мПа-с и более. Такие  нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и  экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его  при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30-35 %. Толщина пласта должна быть более 3-4 м. Рекомендации по верхнему пределу толщины в литературе неоднозначны. Среди других рекомендаций имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная толщина может достигать 70 — 80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения в  связи с температурой горения 700 °С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при температуре 300 — 500 "С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен лишь при плотных сетках скважин, до 2 —Зга/скв. При реализации влажного горения, благодаря значительным размерам зоны прогрева впереди фронта горения, возможно применение сеток до 12-16га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят  вытеснение нефти смешивающимися с  ней агентами: двуокисью С02, сжиженными нефтяными газами (преимущественно  пропаном), обогащенным газом (метаном  со значительным количеством С2 —С6), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20МПа, вытеснение обогащенным газом - 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода — 8 — 14МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов -более 1000-1200 м. Благоприятны также вязкость пластовой нефти менее 5 мПа-с, толщина пластов до 10-15 м. Методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод — заводнение.

Методы вытеснения нефти  газом высокого давления и обогащенным  газом рекомендуются для пластов  с высокой нефтенасыщенностью - более 60-70%. Вытеснение углекислым газом, как  уже отмечалось выше, может быть достаточно эффективным и при  меньшей ее величине (35-40%), что позволяет  использовать его после значительного  обводнения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.

Ввод в разработку новых  залежей со сложными геолого-физическими  условиями (пониженная проницаемость, макро-и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с более действующими характеристиками.

В последние годы резко  возросли масштабы исследовательских  и промысловых работ по поиску и применению новых способов воздействия  на нефтяные пласты. В них активно  включились соответствующие научные  организации России. Широко эти работы поставлены в Татарстане, Башкортостане, Удмуртской Республике, Западной Сибири и в других нефтедобывающих районах.

Большое признание нашли  методы воздействия, основанные на сочетании  двух или более агентов, каждый из которых в отдельности оказывается  малоэффективным.