- •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
6.1.Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта
Использование диоксида углерода было начато в начале 50 годов в штате Нью-Йорк (США), промышленный эксперимент по закачке водного раствора СО2 длительностью 10 лет позволил увеличить нефтеотдачу на 10 %. Опыт показывает, что при закачке СО2 нужно учитывать неоднозначность получаемых результатов, возможность побочных эффектов (выпадение осадков в пласте, коррозия нефтепромыслового оборудования), вероятность быстрого прорыва реагента к забоям добывающих скважин, необходимость транспортировки значительного количества СО2 на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки.
6.1.1.Механизм вытеснения
Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при температуре ниже 31 С. При температуре выше 31 С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное.
Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота H2CO3 растворяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки.
При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО2 (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение).
В пласте образуются три зоны.
1. Зона первоначальной пластовой нефти
2. Переходная зона
3. Зона чистого СО2
Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.
Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности.
1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду.
2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, тем самым снижая подвижность воды относительно нефти.
3. Увеличивать объем нефти при растворении в ней СО2 и повышать эффективность вытеснения и доотмыва нефти.
4. Снижают межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшают смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают таким образом, переход нефти из пленочного состояния в капельное.
5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия.
При вытеснении нефти СО2 в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы.
1. Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода.
При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизонтах и при ограниченных темпах закачки при условии – Рпл (пластовое давление) меньше Рн (давления насыщения). Этот вариант на практике маловероятен.
2. Вытеснение сжиженным СО2
Если Тпл меньше Ткр, Рпл больше Рн, вытесняющий агент жидкий СО2 – вытесняемая среда – жидкие углеводороды и пластовая вода.
3. Вытеснение со смешиванием
Схема вытеснения осуществляется при подаче в пласт как газообразного, так и жидкого диоксида углерода. Необходимое условие.
Рпл больше Рсм (смешивания), т.е. давление, при котором происходит полное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление смешивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обобщенно характеризуется молекулярной массой. Схема вытеснения делится на несколько зон по ходу фильтрации.
1. Зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза)
2. Промежуточная зона (жидкая, газообразная либо газожидкостная фаза), которая состоит как из углеводородных компонентов, так и из СО2.
3. Зона полной взаимной растворимости нефти и диоксида углерода без фазовой границы раздела.
4. Зона вытесняющего агента, в которой диоксид углерода находится, как правило, в газообразном (Тпл. Больше Ткр), либо в жидком состоянии (Тпл меньше Ткр, Рпл больше Рн). При Рпл меньше Рсмешивания зона полной взаимной растворимости отсутствует и получается, что вытеснение происходит без смешивания.
5. Вытеснение карбонизированной водой.
Меньше зависит от давления и температуры, при этом происходит двухфазная (жидкость-жидкость) фильтрация, а СО2 присутствует в обеих фазах, больше в воде и меньше в вытесняемой нефти, давление больше давления растворимости СО2 в воде.