Файл: Комплексная.docx

Методщелочного-ПАВ-полимерного(alkaline-surfactant-polymerASP)заводнения был разработан еще в начале девяностых годов, однако широкоеразвитиеначалнабиратьвпоследнеедесятилетие.Каквидноизназванияметода,сутьзаключаетсявсовместномиспользованииприполимерномзаводнении дополнительных компонентов, таких как щелочь и ПАВ. При этомкаждыйизкомпонентоввыполняетопределенныефункции[1].Полимернаяосноваслужитдляизоляциипромытыхучастковколлектораивкачествеагентавытеснения.Такжекакиприобычномполимерномзаводнениииспользуютсядватипаполимеров:полисахарид-(ксантановаясмола)иполиакриламид.ВролеПАВиспользуюталкилбензолсульфонат,нефтянойсульфонат,додецилсульфатнатрия(ДДСNa).Всвоюочередьконтактрастворащелочиснефтьюприводиткобразованию природных ПАВ, снижающих межфазное натяжение между водойи нефтью, что способствует образованию эмульсий. При контакте щёлочи спородой коллектора осуществляется смена характера смачиваемости, то естьгидрофилизацияпористойсреды,чтоприводиткболееполномувзаимодействию нефти с ПАВ. Гидрофилизация пористой среды увеличиваеткоэффициентвытеснениянефти водой[30].Такжевлабораторных[42]условияхбыловыявлено,чтоналичиещелочных растворов смещает в положительную сторону фазовыепроницаемости воды и нефти. Благодаря

наличию щелочи происходитулучшениеактивностиПАВ,атакжеснижениеистощенияполимераиуменьшение адсорбции ПАВ. Наиболее часто в качестве щелочи используютгидроксид натрия (едкий натрий NaOH), силикат натрия, гидроксид амония ит.д.ПроцессASPзаводненияпроводитсявнесколькоэтапов:

Предварительное заводнение. Закачка воды определенной солености для изменения солености воды коллектора с целью уменьшения потерь ПАВ при последующей закачке оторочки АСП и/или уменьшения риска солеотложения при взаимодействии пластовой воды с раствором АСП;
Закачка оторочки АСП. Максимальный объем оторочки, используемый в коммерческих проектах, составляет около 30% порового объема коллектора. После закачки в пласт раствор АСП начинает мобилизировать защемленную нефть, которая формирует нефтяной вал;
Закачка оторочки полимерного раствора. Такой раствор закачивается с целью вытеснения оторочки АСП и мобилизованной нефти в направлении добывающих скважин;
Закачка воды (можно из системы ППД) для поддержки пластового давления при дальнейшем вытеснении растворов АСП и полимера к добывающим скважинам.

Таким образом, применение данных компонентов позволяет комплексновоздействоватьнаэффективностьпроцессоввытеснения,полимернаясоставляющаяувеличиваетохватпластавоздействием,щелочьиПАВспособствуют вытеснению остаточной нефти из обводненных пластов, за счетснижения поверхностного натяжения до предельно низких значений 0,05-0,01

мН/м.Следуетотметить,чтоданнаятехнологияимеетрядсущественныхнедостатков,главными изкоторых можносчитать[1]:

потеря химических реагентов:

адсорбция на породах коллектора;
потери при закачке в непродуктивные зоны;

невозможность применения при температурах выше 70^оС;
некоторые компоненты раствора обладают слабой биоразлагаемостью;
сравнительно высокие эксплуатационные затраты:

стоимость ПАВ 3-5$ за 1 кг;
полимер 4-6$ за 1 кг;
стоимость химических реагентов в растворе 50-80$ за м³;

понижение приемистости скважин:

закупоривание призабойной зоны скважины полимером;
образование вязких эмульсий;
образование солей;
закачка вязкого раствора.

усложнение процесса разработки месторождения:

процесс подготовки нефти усложняется за счет образования стойких эмульсий;
соблюдение требований по подготовке закачиваемого раствора;

проблемы логистического характера;
высокая концентрация щелочи способствует образованию солеотложений.

Даннаятехнологияявляетсяперспективнойиможетсоставитьконкуренциютепловымметодамувеличениянефтеотдачи.ЭффективностьпримененияASPобеспечиваетсярациональнымподборомкомпонентовраствора для условий каждого конкретного месторождения. В Канаде и КитаеприменениеданногометодаприполномасштабныхиспытанияхпозволилополучитьприростКИНвдиапазоне 15-24%[43].

1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 ... 34

Метод закачки растворителя в условиях гравитационного дренажа (Vapex)

Данный метод является ветвью развития технологиипарогравитационногодренажа.Основноеразличиезаключаетсявтом,что36вместопарапроизводятзакачкууглеводородногорастворителя(vapourextraction).Дляэкономическойэффективностицелесообразнозакачиватьрастворители, добываемые на соседних месторождениях. Также как и в методепарогравитационногодренажаиспользуютсядвегоризонтальныхскважиныпараллельныхдругдругу.Верхняяскважинаявляетсянагнетательной,черезнее производят закачку легких углеводородных растворителей (этана, пропанаилибутана),такимобразом,создаетсякамера–растворитель.Нефтьразжижается за счет диффузии в ней растворителя, далее под действием силытяжестисмесьпоступаеткдобывающейскважине.КИНданногометодасоставляетдо0,6.Данныйметодможетприменятьсятакжеидляодиночнойгоризонтальнойскважины,различныхкомбинацийвертикальныхигоризонтальныхскважин.Использованиерастворителейпозволяетсущественноснизитьэнергозатратывсравнениисметодомпарогравитационногодренажа,помимоэтогоещеоднимпреимуществомданного метода является возможность применения для пород коллекторов свысокимсодержаниемглин.Наиболее

благоприятными условиями для применения данного метода являются:

толщина пласта коллектора более 12м;
горизонтальная проницаемость более 1000 мкм²;
вертикальная проницаемость более 200 мкм².

Однакоиприиспользованииэтогометодавозникаютопределенныесложности, связанные с прорывом растворителя к добывающим скважинам повысокопроницаемым пропласткам, это осложняет создание устойчивого фронтавытеснения. Одними из решений являются применение потокоотклоняющихтехнологийилиповышениевязкостисамогорастворителя.Основнымикритериямипривыборерастворителядляприменениявтрещинно-поровыхколлекторах являются: