- •41. Режимы разработки нефтяных месторождений. Соответствующие значения коэффициентов нефтеотдачи.
- •42. Моделирование разработки нефтяных месторождений: физическое, аналоговое, математическое.
- •43. Типы моделей пластов: однородный, слоисто-неоднородный, трещиноватый.
- •44. Система разработки. Основные понятия разработки.
- •45. Упругий режим. Формы проявления и основные уравнения.
- •46. Расчет дебитов скважин при режиме растворенного газа. Ф-ция Христиановича.
- •47. Коэффициент нефтеотдачи. Факторы, влияющие на его величину.
- •48. Влияние температуры на физические и теплофизические свойства пород и флюидов
- •49. Оценка применимости методов повышения нефтеотдачи. Механизм влияния различных факторов на коэфф. Извлечения нефти.
- •51. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи.
- •52. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи.
- •53. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
- •54. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи.
53. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
Условие смешивающегося вытеснения – P>35Мпа. При этом давлении в пласте образуются 3 зоны:
1). Однофазного движения вытесненной нефти;
2). 2 х фазная фильтрация (смесь N2 или дымовых газов);
3). Однофазная фильтрация N2 или дымовых газов.
Закачка в пласт растворителя:
Растворитель – жидкий нефтяной газ – этан, пропан, бутан, газоконденсат, - т.е. нефтяной газ в жидком виде (самостоятельная фаза).
Свойства растворителей:
1). Экстрагирование – разделение смеси на более простые составляющие (max эффективно);
2). Растворимость;
3). Испарение;
4). Конденсация.
Механизм вытеснения нефти с помощью растворителей:
- набухание нефти;
- изменение вязкости;
- вытеснение растворенными газами;
- экстракция;
10-15% порового V пласта занимает оторочка. При PПЛ = 8-15Мпа, растворители находятся в жидкой фазе. При P они переходят в газовую фазу и эффективность.
При закачке растворителей KОХВ.< чем при обычном заводнении.
Водогазовое воздействие:
Попеременная закачка воды и газа (закачивают растворитель, затем закачивают нефтяной газ, что позволяет достичь лучшей подвижности, KОХВ.).
«+» 1). неоднородность фильтрационного потока;
2). Происходит массообмен между нефтяной и газовой фазой, за счет чего подвижность нефти (Н);
3). Снижаются проницаемости высокопроницаемых пропластков.
«-» 1). Большое снижение приемистости нагнетательных скважин – для газа в 8-10 раз, для воды в 4-5 раз;
2). Сложное оборудование для нагнетательных скважин.
Закачка газа высокого давления:
- сухой газ (CH4); - жирный (С2-С5).
При закачке сухого газа - закачивают в куполообразные зоны, где предполагается вертикальное вытеснение нефти газом. Закачивают под PПЛ = 25-45МПа.
С P- Г соотношение Ж и Г.
«-» 1). Происходят прорывы газа; 2). Сегрегация (разность плотностей жидкости и газа);
Закачка жирного газа – наиболее ценный, он обладает лучшей вытесняющей активностью. Сначала закачивают оторочку жирного газа и проталкивают сухим газом. V оторочки = 10-15% V пор пласта.
Технология закачки газа высокого давления используется на глубокозалегающих месторождениях легких нефтей, содержащих в своем составе промежуточные компоненты.
54. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи.
Область применения – нефти средней и высокой вязкости.
сточник тепловой энергии определяет технологию.
1). Закачка теплоносителя в пласт (горячая вода, пар);
2). Внутрипластовое горение (тепло генерируется в пласте). Сухое горение, влажное, сверхвлажное;
3). Термохимические технологии (термощелочное заводнение, термополимерное заводнение и т.п.);
Каждый из методов отличается механизмом нефтеотдачи.
Основные элементы механизмов нефтеотдачи:
1). Резкое снижение вязкости нефти; 2). Изменение структурно-механических свойств фильтрующихся ж-тей; 3). Изменение поверхностного натяжения на границе между фазами;
4). Изменение смачиваемости породы и водонасыщенности пласта; 5). Увеличение коэффициента охвата и вытеснения, по сравнению с традиционными при заводнении.
Преимущества тепловых методов:
1). Вовлечение в разработку залежей, которые не могли быть выработаны традиционными технологиями;
2). Увеличение нефтеотдачи пластов;
3). Возможность применения как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах.
Недостатки:
1). Дополнительные затраты на генерацию тепловой энергии;
2). Неполное использование тепла в пласте;
3). Потери тепла.
Закачка горячей воды.
Применяется либо на неглубоких залежах (горячая вода рассматривается как теплоноститель), либо на залежах 1000-1500 м, когда недопустимо снижение пластовой температуры.
В ряде случаев, снижение tПЛ., ниже начальной, может привести к нарушению термодинамического равновесия нефти, сопровождаемого выпадением парафиновых смол.
Водогрейная установка УВ-150/150. Широко эта технология не используется.
Закачка пара!!!
Технология:
1). Непрерывная закачка пара;
2). Циклическая;
3). Продвижение оторочки пара водой;
4). Паротепловые обработки скважин (ПТОС).
ПТОС – применяются с целью очистки призабойной зоны пласта от асфальто-смолянистых веществ.
Закачка определенного количества пара в пласт, затем скважину закрывают для завершения процессов капиллярной пропитки, затем опять в работу. 4-5 циклов.
Внутрипластовое горение.
Топливо – высокомолекулярные соединения нефти (смолы).
Окислитель – воздух (кислород).
Требование к объектам:
1). По свойствам нефти: 850990 (кг/м3).
Содержание смол: сернокислотных > 20%; селикогелевых – не менее 10%.
Вязкость 10-100n мПа.с.
2). По глубине: 150H1500 м.
3). Толщина пласта h = 3-15 м.
4). Проницаемость – H=150-300 м. K>200-300 мкм2.
– H=500-1500 м. K>40-50 мкм2.
Скорость горения (окисления) – уравнение Аррениуса:
ωОК = a0PОКne^(-E/RT - kf)
a0 – экспериментальный коэффициент;
PОК – парциальное давление O2;