Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром

1. Методы повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи

1

2. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ Процесс извлечения нефти из пластов при помощи обычного заводнения проходит довольно эф

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ
ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ
Процесс извлечения нефти из пластов при помощи обычного заводнения
проходит довольно эффективно в условиях, когда вязкость нефти не
превышает вязкости воды в 7 - 10 раз. При вытеснении более вязких нефтей
водой, закачиваемой в пласт при температуре, не превышающей пластовую
температуру, нефтеотдача до момента обводнения нефтяных скважин
получается низкой. В последующем приходится добывать вместе с нефтью
большое количество воды, что ведет к увеличению затрат на разработку
месторождения и не приводит к получению необходимой нефтеотдачи.
Заводнение пластов, содержащих нефти повышенной вязкости (свыше 20—50
сПз), оказывается неэффективным еще и из-за того, что вода быстро
проскальзывает по наиболее проницаемым слоям или трещинам, что также
приводит к необходимости прокачки по пласту больших объемов воды,
многократно превышающих объем извлекаемой нефти.
Одним из наиболее эффективных способов разработки залежей нефтей
повышенной вязкости является вытеснение их из
пластов нагретой («горячей») водой, а также паром.
2

3.

3

4.

Нефть остается в пористой среде в виде пленок на зернах породы и глобул в
тупиковых порах или в местах пористой среды, обойденных водой.
1- зерна твердой породы; 2- остаточная нефть в тупиковых порах;
3- пленочная нефть; 4-вода.
4

5.

Если нефть вытеснять из пласта смешивающейся с ней жидкостью,
то в результате молекулярной диффузии жидкость-растворитель
проникла бы в нефть, углеводороды нефти – в растворитель и с течением
времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Растворители,
вымыв нефть, останутся в пласте, они должны быть дешевле нефти.
В качестве растворителей, вытесняющих нефть из пласта, применяют
спирты, эфиры, сероуглеводород, - это дорогостоящие вещества. Для
вытеснения нефти используют природный газ, воду, двуокись углерода,
воздух.
Условия эффективного применения МУН
Важное условие эффективного применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов - правильный выбор объекта для метода или,
наоборот, метода – для объекта.
Критерии применимости методов определяют диапазон
благоприятных физических свойств флюидов и пласта, при которых
возможно эффективное применение метода или получение наилучших
технико-экономических показателей разработки.
5

6.

Три категории критериев применимости методов
Геолого-физические: свойства пластовых жидкостей, глубина и
условия залегания нефтенасыщенного пласта, ФЕС и особенностей
нефтесодержащего коллектора, насыщенность порового пространства
пластовыми жидкостями;
Технологические: размер оторочки заводнения, концентрация агентов в
растворе, размещение скважин, давление нагнетания, выбор режима
эксплуатации добывающих скважин.
Материально-технические:
обеспеченность
оборудованием,
химическими реагентами, их свойства.
Критерии первой категории являются определяющими, наиболее
значимыми и независимыми.
Технологические критерии зависят от геолого-физических и
выбираются в соответствии с ними.
Материально-технические условия являются независимыми, и
определяют возможность выполнения технологических критериев.
6

7.

РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Из анализа разработки нефтяного месторождения и выявления
расхождений между проектными и фактическими показателями
разработки проводятся мероприятия по приведению в соответствие
фактических данных с проектными.
Совокупность таких мероприятий - регулирование разработки
нефтяных месторождений, которое можно проводить технологическими
методами без изменения или частичного изменения системы разработки.
К технологическим методам без изменения системы разработки (без
бурения новых скважин непредусмотренных проектным документом)
относятся МИП (изменение режимов работы скважин путем увеличения
дебитов, поинтервальное воздействие на ПЗП), МУН (циклическое
заводнение, изменение направления фильтрационных потоков, ФОЖ,
применение физико-химических и др.).
Методы регулирования с частичным изменением: применение
очагового, избирательного заводнения, укрупнения или разукрупнения
эксплуатационных объектов, с последующим применением физикохимических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.
7

8.

Методы интенсификации
притока нефти (МИП)
Методы увеличения
нефтеотдачи (МУН)
МИП - технологии, увеличивающие приток флюида к забою добывающей
скважины
МУН - воздействуют на объект разработки или его часть, вовлекают
в разработку остаточные, не извлеченные запасы нефти
8

9. Методы интенсификации притока

Призабойная зона пласта (ПЗП) теряет свои первоначальные ФЕС:
нарушается структура порового пространства,
происходит кольматация поровых каналов,
наблюдается вынос механических примесей,
происходит солеотложение непосредственно в ПЗП,
происходит изменение напряженно-деформируемого состояния
ПЗП
Коэффициенты продуктивности, гидропроводности, проницаемости,
пьезопроводности, насыщенности определяют по гидродинамическим
исследованиям скважин . По знаку скин-эффекта определяют состояние
ПЗП и эффективность применяемой технологии для данного участка
пласта.
Цель МИП: улучшать ФЕС ПЗП, повышать продуктивность отдельно
взятых скважин.
9

10. К МИП относятся: повторная перфорация, дострелы невскрытых нефтенасыщенных прослоев, солянокислотная обработка (СКО) ПЗП, глинокислотная

К МИП относятся:
повторная перфорация,
дострелы невскрытых нефтенасыщенных прослоев,
солянокислотная обработка (СКО) ПЗП,
глинокислотная обработка (ГКО) ПЗП,
термокислотная обработка,
термогазохимическое воздействие (ТГХВ),
гидропескоструйная перфорация,
обработка составами ПАВ,
электрогидравлическое и акустическое воздействия на ПЗП,
пароциклическая обработка ПЗП.
10

11. По своим свойствам МУН разделяют на группы: первая повышает коэффициент вытеснения нефти водой; вторая – увеличивает коэффициент охвата п

По своим свойствам МУН разделяют на группы:
первая повышает коэффициент вытеснения нефти водой;
вторая – увеличивает коэффициент охвата пласта заводнением,
третья группа увеличивает оба коэффициента, а значит КИН в целом.
К МУН относятся:
физико-химические методы – применение водных растворов:
активных примесей (поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров,
мицеллярных растворов, щелочей, кислот),
изменение или выравнивание профилей приемистости (ВПП);
гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение
направлений фильтрационных потоков,
создание высоких давлений нагнетания,
форсированный отбор жидкости (ФОЖ),
комбинированное нестационарное заводнение;.
11

12. По своим свойствам МУН разделяют на группы: первая повышает коэффициент вытеснения нефти водой; вторая – увеличивает коэффициент охвата п

По своим свойствам МУН разделяют на группы:
первая повышает коэффициент вытеснения нефти водой;
вторая – увеличивает коэффициент охвата пласта заводнением,
третья группа увеличивает оба коэффициента, а значит КИН в целом.
К МУН относятся:
физико-химические методы – применение водных растворов: активных
примесей (поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров,
мицеллярных растворов, щелочей, кислот),
изменение или выравнивание профилей приемистости (ВПП);
гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение
направлений фильтрационных потоков,
создание высоких давлений нагнетания,
форсированный отбор жидкости (ФОЖ),
комбинированное нестационарное заводнение;
газовые методы – вытеснение нефти газом высокого давления,
водогазовое воздействие;
тепловые, термические методы – вытеснение нефти теплоносителями
(горячей водой, паром), внутрипластовое горение;
12

13.

К МУН относятся:
другие методы – уплотнение сетки скважин,
переход от одной системы разработки к другой (очаговое, избирательное
заводнения, создание блочно-замкнутой системы),
гидроразрыв пласта (ГРП),
размещение и эксплуатация боковых и горизонтальных стволов;
микробиологические, волновые, электромагнитные методы.
МУН основаны
на изменениях физических характеристик и условий нахождения
нефти в пласте:
- снижение межфазного натяжения на границе нефть вытесняющий
агент;
- снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего
флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или уменьшения
подвижности вытесняющего агента);
- перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газа с целью
консолидации запасов нефти.
13

14.

СКОРОСТЬ ФИЛЬТРАЦИИ
ЗАКОН ДАРСИ
(ЛИНЕЙНЫЙ ЗАКОН
ФИЛЬТРАЦИИ)
u w m
u c gradH
p
H z
k
u gradH
k
u gradp*
14