Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

В настоящее время для внутрипластового осадкообразования используются технологии, основанные на взаимодействии силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соды с поливалентными металлами. Технология применения щелочно-силикатного заводнения заключается в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелочного металла, имеющего соотношение M2O/SiO2 = 1 и выше (где М – атом щелочного металла), и раствора соли двухвалентного металла (например, CaCl2), разделенных оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла может использоваться ортосиликат, метасиликат натрия или калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразный осадок. Одновременно растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1 % имеют значение рН, близкое к 13.

Место осаждения образующихся осадков определяется размерами пор пласта и скоростью течения в них жидкости. Известно, что скорость течения жидкости в порах малого размера больше, чем в связанных с ними крупных порах. Поэтому образовавшиеся агрегаты потоком жидкости выносятся из пор малого размера в большие и, оседая там, закрепляются на поверхности, т.е. осуществляется «снежная коагуляция». В результате такой коагуляции образуются крупные агрегаты, которые способны закупорить поры большого размера. Исходя из механизма образования осадка, очевидно, что большую роль в эффективности закупорки пор играет прекращение фильтрации жидкости в пласте. Во время остановок осадок оседает не только в крупных порах, но и в мелких, а, следовательно, закупорка пласта происходит более интенсивно.

Термощелочное заводнение заключается в его комбинации с закачкой теплоносителя. Закачка пара и горячей воды находит в последнее время все более широкое применение на месторождениях с высоковязкой нефтью и осуществляется как после заводнения холодной водой, так и с начала разработки. Однако наличие вязкостной неустойчивости обусловливает преждевременное обводнение скважин и относительно низкий коэффициент текущей и конечной нефтеотдачи. Весьма

желательно в этих условиях применение метода, сочетающего в себе свойства, 50

направленные как на увеличение охвата воздействием путем создания дополнительных фильтрационных сопротивлений на промытых водой направлениях, так и на улучшение нефтеотмывающих свойств. Такой эффект может быть достигнут за счет внутрипластового эмульгирования.

Эмульгирование остаточной нефти увеличивает нефтеотмывающие свойства реагента и создает фильтрационные сопротивления в промытых зонах одновременно.

Как правило, высоковязкая тяжелая нефть содержит большее количество органических кислот, чем легкая и маловязкая. Это создает предпосылки для значительного снижения межфазного натяжения на границе нефть – раствор щелочи.

Установлено, что предварительное нагнетание теплоносителей перед закачкой раствора щелочи позволяет:

прогреть и вытеснить нефть из слабопроницаемых прослоев для создания начальной поверхности контакта щелочи с нефтью;

вытеснить из пор более подвижную часть нефти, после чего в пласте формируется остаточная нефть, обогащенная полярными и кислотными компонентами;

воздействовать на компоненты нефти, окисляя некоторые из них до образования кислот и веществ, стабилизирующих эмульсию (смолы, асфальтены);

снизить минерализацию пластовых вод.

Применение щелочного воздействия в сочетании с нагнетанием пара на месторождениях высоковязкой нефти препятствует прорыву пара за счет образования высоковязкой эмульсии, выравнивающей фронт вытеснения, и способствует увеличению нефтеотдачи даже трещиновато-пористого коллектора на

20 – 25 %.

Кроме того, при обосновании технологических параметров применения термощелочного заводнения необходимо учитывать, что с ростом температуры

51

значительно увеличиваются потери щелочи на взаимодействие с породой, а поэтому оптимальную температуру процесса следует определять из соотношения факторов роста нефтеотдачи и потребления щелочи для конкретных пластовых условий.

Таким образом, термощелочное заводнение позволяет разрабатывать сложнопостроенные месторождения, разработка которых только тепловыми методами невозможна или неэффективна.

Список используемой литературы

1.Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М. : КубК-а, 1997. – 532 c.

2.Еремин Н.А., Золотухин А.Б., Назарова Л.Н., Черников О.А. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь. М, 1995.

3.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998.-364 с.

4.Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара, Кн. Изд-во, 1998. – 368 с.

5.Методы извлечения остаточной нефти. // М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. М.: Недра, 1991. – 347 с.

6.Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара, 2002.

7.Муслимов Р.Х., Шапошников Д.А. Коллоидная химия в процессах извлечения нефти из пласта. Казань, 2006.

8.Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения, проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань, 2005.

9.Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. // Оренбургское книжное издательство, 1999 - С.222.

10.Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. // Бабалян Г.А., Леви Б.И. и др. М.: Недра, 1983.- С. 216.

11.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пласта. М.: Недра, 1985.- 309 с.

52

12.Сургучев М.Л., Швецов В.А. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1977. 174с

13.Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) / Р.Р. Ибатуллин [и др.]. М.: Недра–Бизнес-центр, 2004. - 292 с.

14.Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием – М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003, 565 с.

15.Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО«ВНИИОЭНГ», 2011. – 332 с.

53

11-12. Ограничение водопритока в скважины. Водоизоляци-

1

Введение

Одна из самых актуальных проблем в нефтегазопромысловом делеэто предупреждение и ограничение водопритоков в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно на их поздней стадии разработки. Решение проблемы усугубляется чрезвычайной сложностью и многогранностью процесса обводнения скважин, многообразием причин возникновения и путей водопритоков. В связи с падением пластового давления на завершающей стадии разработки начинают активно внедряться подошвенные воды. Сегодня нефтяные компании добывают три тонны воды на каждую тонну нефти, извлекаемой из истощающихся пластов. Более 40 миллиардов долларов тратится ежегодно на подготовку и утилизацию добываемой воды. Независимо от причин и путей притока обводнение скважин всегда приводит к прогрессирующему снижению притока нефти и газа. Как минимум половина российского фонда добывающих скважин сегодня требует проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).

11. Теоретические основы водоизоляции

Классификатор ремонтных работ в скважинах

В соответствии с Руководящим документом РД153-39.0-088-01, принятым и введенным в действие с 01.11.2001 Приказом Министерства энергетики РФ от 22.10.2001 №297 виды работ по капитальному ремонту скважин (ремонтно-изоляционные работы, Шифр КР1) подразделяют в следующие группы [1]:

2

Таблица 1. Классификатор ремонтных работ в скважинах

Воды нефтяных месторождений

Источники воды в добывающей скважине

Источником преждевременного обводнения продуктивных пластов и, как следствие увеличения доли воды в добываемой продукции скважины, является вода привнесенная – закачиваемая, и вода родная – пластовая вода нефтяных месторождений.

Реальные геологические породы практически всегда содержат воду в том или ином виде. И породы, содержащие или окружающие залежи нефти и газа, не исключение. Обычно нефтяное или газовое месторождение окружено водой. Важнейшие параметры этих месторождений (начальное давление, температура в пласте, режим пласта в процессе добычи нефти и т.п.) зависят от залегания вод. Поэтому для разработки месторождения, а также для планирования мероприятий по увеличению нефтеотдачи и ограничения водопритока необходимо знать интервалы залегания и направления движения воды.

Вода в нефтяном месторождении может залегать в том же пласте, что и нефтяная залежь, занимая его пониженные части, а также в самостоятельных водоносных горизонтах. В процессе добычи нефти вода может поступать в нефтяную залежь, продвигаясь по тому же пласту, и из других водоносных пластов.

4

Для облегчения распознавания вод нефтяных месторождений по относительному положению водоносных и нефтеносных пластов классифицируют следующим образом:

Краевые или контурные

Подошвенные

Промежуточные

Верхние (относительно данного горизонта)

Нижние (относительно данного горизонта)

Тектонические

Расположение вод нефтяных месторождений относительно нефтяных горизонтов показано на рисунке 1.

Краевые или контурные воды залегают в пониженных частях нефтеносных пластов.

Подошвенными называют краевые воды в тех скважинах, в которых верхняя часть пласта насыщена нефтью, а нижняя – краевой водой. Подобные скважины обычно встречаются в приконтурной зоне пласта. В некоторых случаях, для нижнего нефтеносного пласта, контакт между нефтью и водой залегает выше подошвы пласта и вода является подошвенной на всем протяжении нефтяной залежи

К промежуточной воде относятся воды пластов или пропластков, залегающих в разрезе скважин среди нефтеносных пластов.

5