19. Тепловые методы:
1 закачка горячего агента;
2 создание движущегося очага горения;
ВДОГ, создание вблизи забоя нагнетательной скважины очага горения и проталкивание его от нагнетательной скважины к добывающей. Для инициирования очага горения в пласт закачивают окислитель: воздух и вода. Интенсивная закачка окислителя приводит к росту температуры и постепенному достижению горения нефти в пласте.
I зона интенсивной закачки окислителя, II зона, где происходит ОВР, III зона горения, 500 – 600 градусов, IV зона продвижения скондексированной горячей воды, V,VI зона, где температура снижается и достигает пластовой температуры.
Влажный ВДОТ более эффективен чем сухой. Увеличение нефтеотдачи пласта происходит за счет: 1 продвижение фронта горячей воды (60-70%); 2 эффект создает превращенная в пар вода(15-20%); 3 обычное заводнение пласта (10-20%).
Применяется на небольших залежах с вязкостью нефти более 50 мПа*с.
Недостатки: а) процесс создания ВДОТ происходит с большими потерями нефти т.к. она сгорает; б) после прохождения фронта горящие остатки нефти остаются в виде кокса.
3 закачка в пласт специальных веществ, в результате взаимодействия которых происходит повышение температуры;
4 закачка перегретого пара;
5 использование дымовых газовых ТЭС.
В основе этих методов находится воздействие тепла на вязкость пластовых флюидов.
Использование газов. Целесообразно в случае:
1 наличия на залежи естественного газонапорного режима или режима растворенного газа;
2 наличие достаточного по объему источника газа, как агента ППД;
3 при образовании условий смешения вытеснения, эти процессы не должны приводить к осложнениям (выпадение в пласт парафина и смол, рост давления насыщения нефти и газа, образование взрывоопасной смеси.);
4 наиболее эффективно энергию сжатого газа надо использовать для создания вертикального направления вытеснения нефти и газа.
Недостатки: 1 Инерционность процесса; 2 Отсутствие газов; 3 Дополнительные затраты на отделение газа от жидкости; 4 большая вероятность прорыва газа к забою добывающей скважины.
20. Химические способы увеличения нефтеотдачи пластов
Технологии заключаются в использовании химических реагентов с целью повышения нефтеотмывающей способности воды. В качестве химических реагентов используют четыре группы реагентов:
1 растворы ПАВ (неионогенные для отмыва нефти, ионогенные для гидрофобизации поверхности канала фильтрации);
2 водные растворы полимеров (применяются для загущения воды и для выравнивания фронта вытеснения нефти водой). В качестве загустителя применяется ПАВ 0,2% , лигносульфаты, КМЦ.
Недостатки: 1 интенсивно адсорбируются на твердой поверхности, но меньше чем ПАВ; 2 высокая стоимость; 3 происходит диструкция полимеров с образованием гелия.
3 закачка в пласт оторочек различных агентов (водные растворы щелоча при контакте с нефтью происходит омыление, серная кислота при смешивании с водой образует трудновыводимые осадки сернистых солей, после выподения которых полностью отключаются обводненные пропластки);
4 применение СО2 (увеличение объема нефти, понижение поверхностного натяжения, незначительное понижение вязкости воды, при смешении СО с водой образуется слабоугольная кислота, которая растворяет карбонаты горных пород).
Недостатки: 1 высокие давления закачки 4-5 МПа; 2 отсутствие СО, 3 повышение коррозионной активности; 4 применение компрессоров большей производительности.
Эффективность применения МУН зависит от: 1 состав и строение пластов; 2 состав и физических свойств пластового флюида.
На практике результат применения химических МУН считается хорошим, если прирост коэф. нефтеотдачи 1-2%.