Лекція №6

Поліакриламід (ПАА) – не технологічний у застосуванні, так як потребує великих витрат ручної праці, великих транспортних витрат і замерзає при мінусовій температурі.

Розчин з кислотою с=0.6-0.7% можна отримати шляхом рециркуляції насосами, а пізніше здійснити його дозовану подачу з використанням плунжерних насосів. На практиці використовують порошкоподібний полімер, використання якого залежить від цін на кислоту і вартість ПАА.

Більш ефективнішим є використання полімерного заводнення з іншими методами підвищення нафтовилуч. (викор.ПАР та ін.).

Окрім кількох негативних моментів, полімери розчиняючись у воді призводять до підвищення її в’язкості і краще витісняють не тільки нафту, але і зв’язану пластову воду, тому вона вступає у взаємодію зі скелетом породи і цементуючою речовиною. Це викликає адсорбцію полімерів, перекривання порових каналів та погіршення в них фільтрації води. Але на фронті витіснення утворюється вал неактивної води. Ці два фактори призводять до зменшення динамічної неоднорідності потоків рідини.

Встановлено також, що полімерним розчинам притаманні в’язко пластичні (неньютонівські) властивості. Тому їх фільтрація можлива тільки подолання початкового зсуву і може погіршуватись або поліпшуватись в залежності від швидкості фільтрації і молекулярної маси полімеру.

В наслідок полімерного заводнення додаткове нафтовилучення може збільшитись на 7-8%, а питомий додатковий видобуток становить Qн=200-300т/т.

Лужне заводнення. Під лужним заводненням розуміють нагнітання в пласт реагентів, розчини яких мають лужну реакцію. Концентрація розчинів, що при цьому використовуються с=0.05-5%, але в окремих випадках може сягати 25-30%.

Найбільш сильну лужну реакцію мають розчини їдкого натрію та силікату натрію. Ці розчини є основними реагентами для здійснення лужного заводнення, так як вони активно взаємодіють із кислотними компонентами нафт, іонами жорсткості, що їх містить в собі вода і породи-колектори.

Застосування даного методу ґрунтується на взаємодії лугу з пластовими і породою пласта. Внаслідок цього проходить зміна поверхневих характеристик нафта-вода-порода і, як наслідок, умов витіснення нафти. Основними факторами, що визначають ефективність застосування методу зниження міжфазного натягу, емульгування нафти, змочуваність породи. В основі лежить реакція з утворенням солей лужних металів (ПАР).

Зниження міжфазного натягу відбувається у вузькому діапазоні концентрації лугу.

Найбільш ефективним є застосування даного методу для високоактивних кислот (вміст органічних кислот є досить високим: і=2.5мг/г).

Застосування кислот. Метод нагнітання сірчаної кислоти (сірчанокислотне заводнення) ґрунтується на утворенні кислого гудрону(рештки при переробці).

Внаслідок реакції кислоти з нафтою знижується водопроникність промитих зон, підвищується охоплення пласта заводненням та зменшується міжфазний натяг до 3-4мН/м. На практиці використовують технічну сірчану кислоту з концентрацією до 96% або алкіловану сірчану кислоту (АСК) з конц. 80-85%.

Технологія даного методу полягає в нагнітанні в пласт невеликої облямівки (Vобл.=0.15%*Vпор), яка просувається по пласту водою. Після цього пласт продовжують нагнітати водою. Даний метод супроводжується інтенсивною корозією обладнання, для попередження якої застосовують різні антикорозійні методи.

Використання пін та емульсій. Їх використання при заводненні дає можливість знизити рухливість води, яка витісняє нафту, внаслідок чого змінюється напрям потоку. Основною перевагою нагнітання води в порове середовище є значне зменшення водопроникності. Але даний метод є ефективним при використанні ПАР, які мають високі витісняючи властивості.

Використання емульсій в нафті, розчину лугу чи ПАР також ґрунтується на досягненні рівномірності просування фронту витіснення.

Газові, теплові і шахтові методи підвищення нафтовилучення.

Газові методи. Використовується сухий вуглеводневий газ. Закачується в нафтові поклади з метою ППТ. Також можна застосовувати повітря, але його використання припинено через ряд негативних наслідків (окислення нафти в пласті, збільшення густини і в’язкості, зниження якості попутного газу, утворення стійких водонафтових емульсій).

У випадку використання скраплених вуглеводневих газів виростає проблема подальшого виведення защемлення в пласті розчинника, вартість якого може бути більшою за вартість нафти.

На практиці найбільше застосування отримало використання вуглеводневого газу, газоводяної суміші, газу високого тиску і збагаченого газу.

Особливості використання. Витіснення нафти газоподібними агентами може бути як змішуваним, так і незмішуваним.

Змішуваність газу з нафтою в пластових умовах за сучасних технічних і технологічних засобів досягається у випадку легких нафт (з густиною ), а також при тиску нагнітання сухого вуглеводневого газу , а збагаченого газу .

Зі збільшенням змішуваності нафти з газом зростає коефіцієнт нафтовилучення. Однак застосування вуглеводневого газу має свої труднощі і негативні наслідки нагнітання води – наявність у пласті набухаючи глин з малою проникністю, що зумовлює погану приймальність нагнітальних свердловин.

Основними критеріями застосування методу є:

1. кути залягання пластів (за кутів понад 15 газ нагнітається в склепінну частину, а якщо <15 , газ нагнітають площовим способом);

2. глибина залягання пласта (за малої глибини і високих тисків нагнітання можливі прориви газу у вищезалягаючі пласти, а при великій глибині потрібно забезпечити компресорами високий тиск нагнітання, що не завжди можливо реалізувати і є економічно вигідно);

3. однорідність пластів за проникнітю і невисока в’язкість нафти (мають місце передчасні прориви газу у видобувні свердловини);

4. гідродинамічна замкненість покладу (відсутність відтікань нафти за межі покладу);

5. використання різних джерел вуглеводневого газу (нафтовий, природний, із сусідніх нафтових родовищ, газ із магістральних трубопроводів).

Технологічна схема закачування і підготовки сухою нафтою газу є наступною:

I – газ із газових свердловин II – газ у нагнітальні свердловини III – газ для місцевих потреб IV – нафта споживачеві V – пластова вода 1 – сепаратор високого тиску; 2 – газоочищувач (відділення залишків пластової води і механічних домішок); 3 – компресор високого тиску; 4 – установка комплексної підготовки нафти; 5 – відбензинювання природного газу (газопереробний завод); 6 – компресор низького тиску.

Приймальність свердловин встановлюють дослідним шляхом або за аналітичними залежностями. Для ППТ нафтовому покладі на існуючому рівні загальна витрата закачуваного газу повинна бути рівною сумі дебітів нафти, газу і води.

Визначивши загальну витрату газу, що нагнітається, та отримавши одним із методів приймальність свердловини, визначається кількість нагнітальних свердловин.

Використання газу високого тиску.

При витісненні нафти сухим газом (практично самим метаном високого тиску, що забезпечує змішуване витіснення нафти) зона суміші утворюється завдяки масопереносу компонентів із нафти в газову фазу. Це досягається внаслідок проникнення сухого газу в ділянки пласта насичені нафтою. При цьому газ, просуваючись по пласті і багатократно контактуючи з нафтою, збагачується проміжними компонентами так, що їх концентрація досягає рівноважного стану. Внаслідок цього утворюється суміш загального змішування. Доцільно застосовувати для легкої нафти при , яка залягає на невеликих глибинах і пов’язана із слабо проникними колекторами, де можна створити високі тиски з метою забезпечення загального змішування нафти і газу.

Використання збагаченого і скрапленого газу.

Для пластів, що залягають порівняно неглибоко (до 1500м) з відносно важкими нафтами, застосовують газ із досить високим вмістом (>30%) проміжних компонентів (пропанбутанових фракцій). При нагнітанні в пласт збагаченого газу між нафтою і газом проходять реакції. Змішування відбувається при значно менших тисках.

При використанні скраплених газів у пласт закачують тільки облямівку скраплених вуглеводневих газів, а термодинамічні умови повинні бути такими, щоб скраплений газ залишався у рідкому стані.

Нагнітання в пласт водогазовоих сумішей.

На відміну від води, що у гідрофільному пласті при її нагнітанні займає дрібні пори, газ у загазованій зоні займає великі пори. Це дало змогу поєднати основні методи використання рідких і газоподібних агентів. Практичні результати довели, що поєднання спільного використання газу і води є більш ефективним, ніж нагнітання в пласт тільки одного із агентів (підвищення нафтовилучення на 7-15%).

Газоводяна дія на пласт може відбуватись при різних модифікаціях нагнітальних робочих агентів:

1. послідовне нагнітання;

2. одночасне нагнітання при різних співвідношеннях суміші;

3. циклічне (почергове нагнітання);

4. комбінація різних модифікацій.

На основі лабораторних досліджень розробляють технологію методу

водогазової циклічної дії. При цьому коефіцієнт витіснення збільшується за рахунок наявності в покладі вільного газу. Найефективнішою є реалізація технології шляхом нагнітання в поклад газоводяної суміші зі співвідношенням в ній агентів 25-70%. Тривалість циклів нагнітання кожного агенту коливається в межах 10-30 діб.

Недоліком є можливість гідратоутворення, потрапляння газу у водоводи та ін.

Витіснення залишкової нафти діоксином вуглецю.

Вуглекислий газ при температурі вище 31 перебуває у газоподібному стані за будь якого тиску, а при нижчій температурі утворюється рідка фаза (при тиску менше 7,2 МПа вуглекислий газ випаровується).

Фізична суть полягає в добрій розчинності вуглекислого газу в пластових флюїдах, що забезпечує об’ємне розширення нафти в 1,5-1,7 рази. При цьому в пласті забезпечується змішуваність його з нафтою, зниження в’язкості і, як наслідок, підвищення коефіцієнта нафтовилучення. Застосування СО2 супроводжується зниженням коефіцієнта охоплення від 5 до 15%, через що коефіцієнт нафтовилучення може зрости тільки на 7-12%.

Джерелами отримання вуглекислого газу є поклади вуглекислого газу, ТЕС, заводи по виробництву штучного газу, тощо.

СО2 закачують у внутрішньоконтурнінагнітальні свердловини :

1. у газоподібному або рідкому стані у вигляді облямівки, що переміщається по пласті водою;

2. разом з водою для утворення облямівок, які чергуються при співвідношенні води 0,25 до 1;

3. разом з водою у розчиненому стані (у воді) у вигляді карбонізованої води (с=3-5%).

Як встановлено, використання карбонідної води є малою. Коефіцієнт витіснення зростає на 10-15%.

Лекція №7