Файл: Задание на выпускную квалификационную работу.pdf

41
Нагнетание водного раствора полимера
Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокими вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности нефти и воды и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод.
В пластах с глинистостью более 5-10% при нагнетании водных растворов полимера в присутствии глины может происходить взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Кроме того, глинистые минералы за счет значительной площади поверхности горной породы вызывают значительные потери полимера. ПАА легко и сильно адсорбируется в присутствии глинистых минералов.
Несмотря на полимерное заводнение на залежах Ванкорского месторождения рекомендуется провести в рамках ОПИ.
Нагнетание водных растворов щелочи.
Основными механизмамивытеснения являются следующие:
- снижение межфазного натяжения;
- эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии);
- изменение смачиваемости пород.
Однако наряду с положительным действием щелочи на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породы- коллектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Потери щелочи возрастают с ростом содержания глин.
Значительное влияние на нефтевытеснение при нагнетании щелочных растворов оказывает содержание глин выше 15-20%. В этом случае существенно возрастают потери щелочи из-за роста количества щелочи, реагирующей с глиной. При закачке в продуктивный пласт растворов щелочей
(NaОН, NaCO3) при смешении с жесткими пластовыми водами они могут образовывать осадки Са(ОН)2; Мg(OH)2; CaCO3; MgCO3.
По жесткости пластовая вода Ванкорского месторождения относится к категории очень жестких. Учитывая высокие значения жесткости и глинистости для данной технологии, можно предположить, что при нагнетании щелочи в залежи Ванкорского месторождения будет происходить образование

42 малорастворимых осадков, нарушение структуры щелочного раствора, что вызовет уменьшение проницаемости и пористости и снижение вытесняющей способности раствора. Эти явления будут отрицательно сказываться на эффективности метода нагнетания водных растворов щелочи, поэтому применение этого метода нецелесообразно.
Газовые методы воздействия
Газовые методы воздействия широко применяются в мире и практически не используются в России. На успешность применения газовых методов в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта.
Нагнетание двуокиси
углерода.
Механизм вытеснения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся.
В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Основная причина малой эффективности диоксида углерода как вытесняющего агента при несмешивающемся вытеснении – его малая вязкость (10-15 раз ниже вязкости воды), обуславливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов нефти и охвата пластов вытеснением.
Главные проблемы при использовании метода СО2 связаны с наличием источников получения СО2 вблизи от расположения месторождения, с его транспортировкой, коррозионной активностью, а также с отделением СО2 от нефти и его регенерацией для последующей закачки.
На ряду с положительным действие СО2 при закачке его в пласт инициируется выпадение в осадок асфальто-смолистых веществ из нефти. Это осаждение снижает проницаемость пород и осложняет извлечение нефти из пласта.
Из-за значительного содержания в нефти Ванкорского месторождения асфальто-смолистых веществ и отсутствия источников СО2 применение данного метода не рекомендуется.
Нагнетание углеводородного газа.
Технология закачки углеводородного газа предназначена для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями.
Отмечая в пластах Як-III-VII повышенную вязкость нефти, содержание асфальто-смолистых веществ и невысокую пластовую температуру, можно

43 предположить, что минимальное давление смешиваемости сухого углеводородного газа и нефти залежи Як-III-VII составит около 30 МПа.
Значит, вытеснение нефти углеводородным газом в пластах Як-III-VII будет несмешивающееся, так как среднее давление на забое нагнетательных скважин будет меньше минимального давления смешиваемости. Такой процесс вытеснения будет характеризоваться значительно меньшей эффективностью, чем смешивающееся вытеснение. Учитывая несмешивающееся вытеснение нефти углеводородным газом и повышенную вязкость нефти, способствующую быстрым прорывам газа к забоям добывающих скважин, данный метод воздействия не рекомендуется применять в условиях залежи Як-III-VII.
Из Приложения В видно, что для геолого-физических характеристик залежей Нх-I и Нх-III-IV Ванкорского месторождения соответствует технология закачки углеводородного газа по всем критериям применимости. На
Нх-III-IV нагнетание углеводородного газа реализуется с ноября 2013 года.
Надо заметить, что вытеснение нефти углеводородным газом в пластах нижнехетской свиты будет смешивающееся либо частично смешивающееся, так как для такой глубины давление нагнетания будет больше минимального давления смешиваемости, определенного лабораторными исследованиями (25,5
МПа). Такой процесс вытеснения будет характеризоваться высокой эффективностью.

44 водогазовых методов для увеличения нефтеотдачи свидетельствует об их высокой эффективности.
Технологии водогазового воздействия на пласты
Попеременное нагнетание воды и газа может быть осуществлено с помощью компрессорной и бескомпрессорной технологий водогазового воздействия.
Компрессорная технология – это наиболее распространенный способ
ВГВ, но он имеет существенные недостатки. Во-первых, это проблемы экономического плана. Во-вторых, приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается – для газа в 8-10 раз, а для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны скважины [5]. В-третьих, нужно отметить, что компрессорная станция как сложная техническая система нуждается в частом ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа.
В-четвертых, компрессоры высокого давления имеют ограничения по составу перекачиваемого газа (содержание жирных фракций не более 5%) и позволяют перекачивать только сухой газ, что снижает прирост нефтеотдачи пластов при
ВГВ.
Цена компрессоров, позволяющих перекачивать жирный попутныйнефтяной газ, значительно возрастает. Со всеми этими проблемами столкнулись на Новогоднем месторождении. Дальнейшее расширение водогазового воздействия в этом регионе (г. Ноябрьск) в силу наличия этих трудностей не произошло.
Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа из газовых пластов. Ограничения в применении этого способа следующие: во- первых, на месторождении нет высоконапорных газовых пластов, во-вторых, давления на устье газовых скважин (8,0-11,0 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины. Газ придется “дожимать” с помощью каких- либо устройств.
Совместное нагнетание воды и газа за границей обычно представлено комбинированием газовой компрессорной линии и водной насосной, которые объединяются тройниковым соединением.
В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием различных бустерных плунжерных насосов, струйных аппаратов и насосно-эжекторных систем.
Известны эжекторные технологии совместной закачки воды и газа (с применением струйных аппаратов, расположенных на поверхности или над забоем скважины).
Струйные аппараты
(эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими капитальными затратами на изготовление. К сожалению, создавая достаточно однородную водогазовую смесь, эжекторные технологии могут применяться лишь в ограниченном количестве случаев, так как струйный аппарат это не насос, а устройство, снижающее рабочее давление. Так, в случае, когда струйный аппарат располагается на поверхности, создаваемое им давление водогазовой смеси не

45 достаточно высокое для нагнетания смеси. При расположении струйного аппарата в стволе (или на забое) скважины невозможно регулировать его работу. Для замены проточных частей струйного аппарата его приходится поднимать на поверхность. Данная система была испытана на Советском и
Вахском месторождениях Томской области в начале 1990-х г., но информации о проведенном опыте недостаточно.
Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия, разработанная сотрудниками кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина под руководством профессора, д.т.н. А.Н. Дроздова, позволяет использовать преимущества как струйных аппаратов, так и центробежных насосов. В устройстве струйного аппарата отсутствуют какие-либо движущиеся детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Центробежные насосы используются на большинстве месторождениях нашей страны, их межремонтный период достаточно высок, персонал умеет с ними обращаться.
Эта технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и целом месторождении.
Эта технология предполагает получение с помощью насосно-эжекторной системы (НЭС) мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой этой смеси в пласт. Газ низкого давления дожимается до давлений, необходимых для закачки смеси в пласт (до 15,0-20,0 МПа).
Таким образом, технология позволяет избежать необходимости создания высокого давления газа на приеме системы. Использование в системе поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного насоса центробежного типа, но и позволяет создать стабильную мелкодисперсную водогазовую смесь, способную транспортироваться с поверхности в пласт, не разделяясь на составляющие.
Немаловажным замечанием является то, что при этой технологии нет ограничений по составу закачиваемого газа – можно закачивать углекислый газ, углеводородный сухой газ, обогащенный, жирный вплоть до ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов), что очень важно для увеличения нефтеотдачи.
Кроме того, средняя величина КПД насосно-эжекторной системы составляет 35-40%. В данной технологии это означает, что остальные 60-65% потребляемой мощности не теряются бесполезно, а идут на нагрев водогазовой смеси, что предотвращает выпадение гидратов, серьёзно осложняющих процесс водогазового воздействия, и позволяет также в определённой степени поддерживать или повышать пластовую температуру в околоскважинной зоне.
Физико-химическая сущность использования водогазового воздействия с применением пенообразующих нефтеводорастворимых агентов в подгазовой зоне заключается в том, что в процессе закачки оторочки воды, содержащей пенообразующие нефтеводорастворимые агенты, ПНВРА переходит из воды в нефть и, при контактировании этой нефти с газом, вспенивает её. Вследствие этого в пласте под ГНК образуется оторочка вспененной нефти, воды и эмульсии нефти с водой. При этом ОФП нефти растет, а газа падает. В результате образуется пенный барьер, который позволяет эффективно