
- •Технология и техника методов повышения нефтеотдачи
- •Введение. Предмет и задачи курса
- •Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки
- •Факторы, влияющие на нефтеотдачу
- •1. Физико-геологические параметры пласта
- •1.1 Условия залегания в пластах нефти, воды и газа
- •1.2 Коллекторские свойства терригенных горных пород
- •1.3 Коллекторские свойства карбонатных (трещиноватых) пород
- •1.4 Физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •1.5 Физико-химические свойства природных газов
- •1.5.1. Уравнение состояния газов
- •1.6. Свойства пластовой нефти и воды
- •1.7. Виды пластовой энергии. Режим разработки нефтяных и газовых залежей
- •1.8. Закономерности притока нефти и газа в скважины при различных режимах разработки пласта
- •1.9. Гидродинамические исследования пластов
- •1.10. Виды неоднородности пластов и методы ее изучения
- •2. Анализ работ по эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи
- •3. Технология и методы извлечения остаточной нефти
- •3.1. Источники пластовой энергии, действующие в залежи
- •3.2. . Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей.
- •3.3. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •3.4. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •3.5. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования
- •3.6. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •3.7. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •3.8. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •3.9. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.10. Методы увеличения извлекаемых запасов нефти
- •3.11. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •3.12. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •3.13. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •3.14. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •3.15. Щелочное и термощелочное заводнение
- •3.16. Мицеллярные растворы
- •3.17. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •3.18. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •3.19. Извлечение нефти газом высокого давления
- •4. Разработка нефтяных месторождений с использованием заводнения
- •4.1. Разработка месторождений с использованием заводнения
- •4.1.1.Законтурное заводнение
- •4.1.2. Приконтурное заводнение
- •4.1.3. Внутриконтурное заводнение
- •4.2. Циклическое воздействие при заводнении пластов
- •4.2.1. Механизм процесса.
- •4.3. Размещение скважин
- •4.4. Потребности в воде для заводнения нефтяных залежей
- •4.4.1. Охрана окружающей среды.
- •4.4.2. Подготовка и свойства нагнетаемой воды.
- •4.5. Контроль за заводнением.
- •4.6 Причины и пути преждевременного обводнения.
- •4.7. Методы борьбы с обводнением
- •4.8. Классификация изоляционных работ и методов изоляции
- •4.9. Нарушения обсадных колонн и цементного кольца
- •4.10. Отключение отдельных пластов
- •4.11. Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах
- •4.12. Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах
- •4.13. Методы повышения нефтеотдачи при заводнении пластов
- •4.13.1. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4.13.2. Назначение методов повышения нефтеотдачи пластов
- •4.13.3. Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4.14. Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4.14.1. Развитие технологии извлечения нефти по вертикали
- •4.15. Принципы внедрения методов на месторождениях
- •4.15.1. . Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4.16. Общие критерии всех методов
- •4.16.1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий
- •4.17. Активный водонапорный режим.
- •4.18. Вязкость нефти
- •4.19. Жесткость и соленость воды
- •4.20. Глинистость коллектора
- •4.21. Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4.22. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4.23. Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
- •4.24. Оценка экономического эффекта
- •4.25. Физико-химические методы, улучшающие заводнение
- •4.25.1. Заводнение с пав
- •4.25.2. Адсорбция пав (концентрация)
- •4.25.3.Технология и система разработки
- •4.25.4. Технологические этапы и процессы, связанные с внедрением пав
- •4.25.5. Применение неиногенных водорастворимых пав
- •4.25.6. Недостатки метода пав
- •4.25.7. Полимерное заводнение
- •4.25.8. Механизм процесса
- •4.25.9. Адсорбция полимера пористой средой
- •4.25.10. Деструкция (разрушение) молекул полимера
- •4.25.11.Технология процесса
- •4.25.12.Недостатки метода полимерного заводнения
- •4.25.13. Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи
- •4.25.14. Щелочное заводнение
- •4.25.15.Технология и системы разработки
- •5.1.Химическое заводнение
- •5.2.Полимеры
- •5.4.Щелочи
- •5.5.Регулирование профиля приемистости или притока
- •5.6.Нагнетательные скважины
- •5.7.Добывающие скважины
- •5.8.Операции
- •5.9. Воздействие на пласт мицеллярными растворами
- •5.9.1.Механизм действия мицеллярных растворов
- •5.9.2. Недостатки метода
- •5.10. Воздействие на пласты гелеобразующих композиций химреагентов
- •5.11.Организация безопасного применения химреагентов
- •5.11.1.Источники загрязнения
- •5.11.2.Контроль за изменением физико-химических свойств воды
- •5.11.3.Утилизация отходов нефтепродуктов и хим.Реагентов
- •6. Газовые методы
- •6.1.Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта
- •6.1.1.Механизм вытеснения
- •6.1.2.Способы закачки
- •6.1.3. .Свойства диоксида углерода
- •Смеси с со2
- •6.1.4.Гидратообразование
- •6.1.5.Коррозия
- •6.1.6.Системы разработки
- •6.1.7.Недостатки метода
- •6.2.Технология со2 для пно
- •5.2.1.Основные источники со2
- •6.2.2.Схема получения со2 из продукции газовых месторождений
- •6.2.3..Системы транспортировки и закачки со2
- •7. Технология воздействия на пласт физическими полями
- •7.1.Тепловые методы
- •7.2.Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения
- •7.2.1. Недостатки метода:
- •7.3.Вытеснение нефти паром
- •7.3.1. Недостатки:
- •7.4.Циклическое нагнетание пара.
- •7.4.1. Технология пароциклического воздействия
- •7.5.Тепловые методы воздействия на пласт.
- •7.6.Теплофизические методы воздействия
- •7.6.1.Термоакустическая обработка
- •7.6.2. Импульсно-ударное и вибрационное воздействие
- •7.7. Вибросейсмическое воздействие
- •Воздействие на призабойную зону скважин с целью повышения нефтеотдачи
- •8.1. Механические методы воздействия на пзп
- •8.1.1.Гидравлический разрыв пласта
- •8.1.1.2. Применение гидроразрыва пласта
- •8.1.1.3. Этапы оптимизации проведения грп на объекте
- •8.1.1.4. Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта
- •8.1.1.5. Задачи, решаемые при гидроразрыве
- •8.1.1.6. Цель гидравлического разрыва
- •8.1.1.7. Направление трещины разрыва
- •8.1.1.8. Жидкости разрыва
- •8.1.1.9. Реология жидкостей
- •8.1.1.10. Измерение вязкости
- •8.1.1.11. Регулирование фильтруемости жидкости
- •Несущая способность жидкости по проппанту
- •8.1.1.12. Удаление и определение количества жидкости
- •8.1.1.13. Свойства расклинивающих агентов
- •8.1.1.13.1. Испытание на проницаемость
- •8.1.1.13.2. Типы проппантов
- •8.1.1.14. Техника и технология гидравлического разрыва пласта
- •8.1.1.15. Специальные агрегаты и технические средства, применяемые при грп
- •8.1.1.16. Подземное оборудование, применяемое при грп
- •8.1.1.17. .Жидкость разрыва и расклинивающие агенты
- •8.1.1.18.. Критерии выбора скважин для проведения грп
- •8.1.1.18. . Технология проведения грп
- •8.1.1.19.Оценка технологической эффективности проведения грп
- •8.2. Химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •8.2.1.Технология воздействия на пзп
- •График изменения давления в пласте
- •8.2.2. Характеристика вертикального лифта
- •8.2.6. Технологический процесс закачки композиции
- •Список использованных источников
- •Содержание
- •Условные обозначения
5.8.Операции
При химическом заводнении требуются большие объемы химических реагентов, чем в обычных операциях; за счет этого повышаются требования к хранению, обращению, материальному снабжению и своевременным поставкам для минимизации складских запасов. Требуемые химические реагенты не относятся к категории необычных или особо опасных, но могут представлять некоторую угрозу для работников. Полимеры делают поверхности скользкими, а щелочи способствуют коррозии и требуют использования средств персональной защиты и промывочного оборудования для непредвиденных ситуаций.
Химические реагенты могут непрерывно смешиваться в виде отдельных потоков, поэтому можно заранее подготовить большие объемы смеси или растворять концентрированные составы, что зависит от типа химических реагентов. Для того чтобы произошла гидратация полимера, необходимо иметь некоторое время перед закачкой в скважину. Обычно готовится требуемый объем раствора либо к воде добавляется концентрат. Полимеры закупаются в виде растворов, суспензий или эмульсий, поэтому компания-оператор вынуждена делать выбор между ценой продукта и эксплуатационными затратами. Концентраты можно растворять заранее и затем вводить в жидкость, нагнетаемую в скважину. Преимущества концентратов: малые объемы для растворения, дополнительное время для гидрализации и упрощение создания буферной зоны из инертного газа. Компания-оператор имеет также возможность заранее приготовить смесь и проверить качество концентрированного раствора до подачи его в нагнетательную линию скважины.
Концентрированные растворы можно готовить лишь в ограниченных количествах, до того как вязкость станет чрезмерной. Жесткость воды, кислотность, температура и качество смесительного оборудования могут коренным образом отразиться на возможности приготовления смесей химических реагентов. Дополнительные трудности в процессе химического заводнения связаны с необходимостью получения гомогенных смесей химических реагентов, не содержащих каких-либо нерастворимых образований.
Приготовление химических составов для метода увеличения нефтеотдачи и регулирование профиля приемистости требуют особого внимания к качеству воды и надлежащему смешению реагентов. Вода, используемая для приготовления смесей, должна быть по возможности чистой. Жесткость и рН воды доводятся до желаемых значений, добавляются биоциды и реагенты для поглощения кислорода, после чего вводятся полимеры, щелочи и ПАВ. Следует избегать условий смешения, вызывающих ценообразование, и нельзя забывать, что вязкость полимерного раствора стекается с увеличением минерализации или жесткости воды. Неионные полимеры менее чувствительны к солености, нежели ионоактивные полимеры. С целью контроля качества источники воды должны анализироваться на содержание растворенных газов, включая H2S, бактерий, взвешенных твердых частиц, па коррозионную агрессивность, образование выпадающих в осадок минеральных солей и склонность глинистых частиц к разбуханию.
Проблема совместимости играет чрезвычайно важную роль, если добываемая вода будет представлять смесь закачиваемых и пластовых вод. Из закачиваемых вод следует удалять кислород, углеводороды, твердые частицы и продукты коррозии. Для снижения коррозионной агрессивности из воды необходимо извлекать растворенные газы (О2, H2S, CO2). Кислород не только вызывает коррозию, но и ведет к закупорке нагнетательных скважин. Аэрация ведет к потере стабильности газов и окислению способных выпадать в осадок твердых частиц, что вызывает образование нерастворимых солей, твердых осадков и закупоривающих скважину твердых частиц.
Смешение аэрированной воды из наземных источников со стабильными подземными водами может привести к аналогичным результатам. Появление кислорода в системе может быть вызвано недостаточным извлечением его из воды, нарушением уплотнения па приеме насоса и развитием разрежения в нагнетательных скважинах. Для извлечения кислорода обычно используют два способа: механическую деаэрацию и поглощение с помощью химических реагентов. В резервуаре с водой поддерживается избыточное давление за счет создания газовой шапки из нейтрального газа, что исключает поступление воздуха. Контроль за содержанием кислорода может производиться с помощью контрольных коррозионных пластин, счетчиков кислорода или гальванических зондов.
Приготовление смесей. Для гидротации полимера требуется определенный период времени. Следует отметить, что вязкость полимерного раствора уменьшается с увеличением скорости сдвига, но с повышением температуры воды время, необходимое для гидратации полимера, сокращается. Вязкость полимерного раствора обычно снижается с увеличением температуры, что может привести к росту приемистости. Если химические реагенты чувствительны к скорости сдвига, то для перемешивания следует использовать устройства, не создающие касательных напряжений. Центробежные насосы, струйные насадки и перепады давления на клапанах приводят к развитию касательных напряжений и деструкции полимеров. Винтовые насосы, статические смесители и клапаны, поддерживающие давление , являются эффективными устройствами для перекачки, смешения и измерения концентрированных растворов. Необходимо избегать появления в концентрированных растворах образований типа "рыбий глаз" или агломератов. Попадание в эмульсию капелек сконденсировавшейся воды может вызвать формирование глобул полимера, которые должны удаляться с помощью оперативных фильтров корзиночного типа. Рост анаэробных бактерий вызывает деструкцию полимеров одновременно со снижением вязкости и, возможно, появлением неприятного запаха. Когда возникают опасения относительно деструкции полимера в результате контактирования с железом, следует использовать нагнетательные линии и колонны НКТ с внутренним покрытием.
Необходимо фильтровать полимерные смеси перед подачей в распределительные линии. Гораздо дешевле очистить фильтры, чем нагнетательные скважины. Чрезмерное закупоривание фильтров свидетельствует о наличии осложнений и необходимости принятия корректирующих действий. Илы, эмульсии и твердые частицы, которые ограничивают приток в добывающие скважины, также могут блокировать фильтры и нагнетательные скважины. Хотя коррозия может быть источником твердых частиц в системе, предотвратить се во многих случаях можно только при изоляции системы от поступления кислорода. Неагрессивные добываемые воды иногда после отделения от нефти становятся коррозионными. Требуется рассмотреть присутствие растворенных твердых частиц и газов, рН и содержание микроорганизмов в воде, чтобы принять соответствующие программы по защите oт коррозии. Следует убедиться в совместимости ингибиторов коррозии с закачиваемыми флюидами, чтобы избежать закупорки нагнетательных скважин.
График Холла является полезным средством контролирования и оценки поведения нагнетательных скважин и пригоден для качественного прогнозирования поведения коллектора. Снижение проницаемости существенно отражается на характере графиков Холла, по затраты на сбор необходимых данных невелики Суммарные объемы закачки и устьевые давления - это все, что требуется. Строится кривая зависимости произведения устьевого давления закачки на время от суммарного объема закачанной воды. Усредненные данные о закачке за несколько недель или месяцев дают более представительную информацию, чем отдельные сведения о соотношениях между давлением и расходом. Важное достоинство графиков Холла заключается в объединении скин-эффекта и проводимости, для чего необходимо периодически проводить испытания на приемистость с целью определения дискретных значений.