МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ



Основные группы

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только часть их. При разработке нефтяных месторождений конечный коэффициент нефтеотдачи в карбонатных коллекторах 0,4–0,5, а в терригенных коллекторах 0,4–0,8. Это при максимально благоприятных условиях (небольшая вязкость нефти, хорошая проницаемость и однородность пластов, организация системы заводнения, плотная сетка скважин и т.п.).

Увеличение нефтеотдачи хотя бы на 0,1 д.ед. (10 %) может привести к значительным приростам добычи нефти и улучшению экономических показателей. Особенно это может сказаться на разрабатываемых месторождениях, где существует система сбора и подготовки нефти, система ППД, дороги, линии электропередач, система связи и т.д.

Одним из способов увеличения коэффициента нефтеотдачи является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода по конкретным условиям месторождения. Выделяют три основных группы факторов:

– геолого-физические (вязкость нефти и минерализация пластовой воды, проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, однородность, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны и т.п.);

– технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система разработки и т.п.);

– технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.).

На основании лабораторных исследований, опытно-про­мышленных и промышленных испытаний выработаны определённые критерии методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [15, 16]. Классически они разделены на четыре большие группы:

физико-химические (закачка водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), загустителей полиакриламида (ПАА), щелочей, кислот и других агентов);

методы смешивающегося вытеснения (закачка в пласт двуокиси углерода (СО2) или карбонизированной воды, углеводородного или дымовых газов, водогазовой смеси, применение мицеллярных растворов и др.);

тепловые методы (закачка горячей воды, закачка пара, влажное внутрипластовое горение);

гидродинамические методы (гидравлический разрыв пласта (ГРП), нестационарное (циклическое) заводнение и отбор жидкости с изменением направлений фильтрационных потоков (ИНФП), повышение давления нагнетания, перенос фронта нагнетания, очаговое и избирательное размещение нагнетательных скважин, форсированный отбор жидкости и др.

5.2. Физико-химические методы
повышения нефтеотдачи

5.2.1. Закачка водных растворов
поверхностно-активных веществ

Водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), закачиваемые в пласт, оказывают многостороннее воздействие на физико-химические свойства пластовых систем. Они даже при небольшой концентрации способствуют значительному снижению поверхностного натяжения воды на границе с нефтью и твердой поверхностью (σ), в результате этого нефть более полно вытесняется из пористой среды. ПАВ способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают перепад давления, необходимый для фильтрации жидкостей в пористой среде, улучшают моющие свойства воды.

ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями: уменьшение угла смачиваемости (θ), интенсивность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. В результате происходит отмывание прилипающих к породе капель нефти.

Технология: концентрация ПАВ в закачиваемом водном растворе составляет 0,05 %; объём оторочки раствора – 50–100 %. В результате закачки раствора ожидаемое увеличение нефтеотдачи составляет 10–15 % (5–10 %).

Закачка растворов ПАВ проведена на Арланском, Туймазинском, Ромашкинском, Шагиртско-Гожанском и других нефтяных месторождениях.

Контроль за процессом осуществляется как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Измеряется концентрация раствора как при закачке в нагнетательных, так и в добывающих скважинах. В лабораторных условиях измеряется величина поверхностного натяжения на границе нефти и раствора ПАВ. Производится снятие профилей приёмистости по нагнетательным скважинам и профилей отдачи по добывающим скважинам. Измеряется обводнённость продукции, дебиты нефти и жидкости и др.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1228;