1.Классификация и назначение МУН пластов

МУН – это такие методы воздействия на пласт, которые позволяют получать дополнительные объёмы нефти по сравнению с базовыми вариантами разработки. Таким образом, применение МУН увеличивает извлекаемые запасы по сравнению с базовым вариантом разработки.

На сегодняшний день предложено множество классификаций МУН. Наиболее часто используется классификация МУН по типу рабочего агента:

1. Гидродинамические МУН (waterflooding managment) – управление заводнением, включая нестационарное заводнение, изменение фильтрационных потоков…

2. Химические методы (ХМ) (chemical methods) – полимерное воздействие, ПАВ, щелочи, кислоты и т.д.

3. Тепловые методы (thermal methods) – закачка горячей воды, пара, внутрипластовое горение.

4. Газовые методы (gas methods) – закачка газа.

5. Микробиологические методы (microbial methods) – закачка или активация пластовой микрофлоры и (или) закачка метаболитов.

6. Физические методы (physical methods) – волновые методы, основанные на создании нелинейных волновых возмущений различных частот и амплитуд в пластовой среде и (или) закачиваемыми флюидами.

В ряде случаев к методам увеличения нефтеотдачи относят и следующие виды воздействия на залежи и месторождения:

- разукрупнение объектов разработки;

- бурение горизонтальных скважин;

- гидроразрыв пласта.

Но эти воздействия нередко только интенсифицируют процесс добычи, и относить их к МУН можно только после специального анализа по итогам воздействия.

2.Общая характеристика и виды ГД-мето­дов

С помощью ГД-методов можно увеличить КИН до 60%. ГД-методы можно применять повсеместно, а другие – точечно. В этом смысле ГД-методы выигрывают. Однако, полнота охвата заводне­нием и КИН резко снижается при увеличении неоднородности пласта (вследствие того, что неравномерно продвигающийся фронта пласта оставляет за собой непромытые зоны). В таких случаях применяют методы нестационарного заводнения.

Суть этих методов заключается в искусственном создании в пласте нестационарного давления. Это достигается отбором жидкости или изменением давления нагнетания. В результате в пласте проходят волны повышения и понижения давления. Мало­проницаемые участки пласта обладают низкой пьезопроводностью, поэтому скорость перераспределения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых. Поэтому между ними возникают различные по знаку перепады давления, обусловливая вытеснение.

Виды ГД-методов:

1. нестационарное заводнение – эффективно в неоднородных пластах (циклическое воздействие (карбонатные коллектора разрабатываются только с применением циклики), изменение направления фильтрационных потоков);

2. форсированный отбор жидкости – эффективен на линиях стягивания контуров нефтеносности;

3. закачка воды при повышенном давлении (выше горного) – добиваются того, что даже малопроницаемые пропластки начи­нают принимать воду;

4. бурение дополнительных скважин и оптимизация плотности сетки скважин;

5. применение горизонтального бурения;

6. разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов для ввода в активную разработку недренируемых запасов нефти слабо вырабатываемых участков;

7. совершенствование системы заводнения.

3.Метод нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков

Суть метода нестационарного воздействия с изменением фильтрационных потоков заключается в искусственном создании в пласте нестационарного давления.

Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водо­нефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его переме­щения в других направлениях.

Промысловики называют его «полосканием пласта». Бывают кратковременные (15 сут) и долговременные (когда процесс останавливают только на зимнее время) воздействия. Этот метод эффективен в неоднородных пластах, особенно на первых этапах разработки. По исследованиям ТатНИПИ, увеличение коэф-та охвата заводнением после применения метода:

• для девона – 5%;

• бобриковский горизонт (неоднородность которого выше) – 16%;

• турнейский ярус – 21%;

• вирей-башкирский ярус – 45%;

После применения метода также отмечалось увеличение К_охв, увеличение дебита нефти и снижение дебита воды. Эмпирическим путём получены:

Оптимальная частота смены циклов:

Длительность периодов в цикле:

Где l – длина заводнённого участка,  – пьезопроводность.

Рабочая частота возрастает с увеличением пьезопроводности. По мере продвижения фронта вытеснения продолжительность циклов должна увеличиваться, а частота – уменьшаться.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приво­дит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.

4.Технология увелич. нефтеотд. пласта путём закачки теплоносителей. Разно­видности технологии.

Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти являются тепловые методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт используют широко доступные агенты - воду и воздух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов химических реагентов, необходимых для внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравнению с другими методами заключается в возможности достижения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений.

Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти.

Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор.

При закачке горячей воды в пласте можно выделить три основные зоны (рис.7.2). Размеры прогретой зоны зависят от объема прокачанной нагретой воды. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период.

Рис. 7.2. Схема распределения характерных зон, водонасыщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой: 1 – зона вытеснения нефти горячей водой; 2 – зона вытеснения водой при пластовой температуре; 3 – незаводненная зона..

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар. Степень сухости пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309⁰С, у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Пар нагнетают в пласт через паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

В пласте можно выделить четыре основные зоны (рис. 7.3), которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта.

Рис. 7.3. Схема вытеснения нефти паром

При нагнетании пара нагревание пласта в первую очередь происходит за счет скрытой теплоты парообразования. По мере движения по пласту степень сухости пара постепенно снижается до полной конденсации пара. Дальнейший прогрев пласта и насыщающих его жидкостей происходит за счет теплоты горячей воды, что сопровождается снижением его температуры по мере удаления от скважины до начальной температуры пласта.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

Тепловое воздействие на ПЗС может быть осуществлено путем электропрогрева или закачки пара.

За счет применения электронагревателей ввиду их малой мощности не удается нагревать пласт на значительные расстояния. Поэтому этот метод эффективен лишь для удаления АСПО из стенок насосно-компрессорных труб.

Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в нефтяной пласт через добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. Механизм повышения нефтеотдачи при тепловой обработке основан на тех же явлениях, которые действуют при площадной закачке пара в пласт.

При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне добывающих скважин, наряду со снижением вязкости нефти повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

Технология пароциклического воздействия на пласт состоит из 3х этапов.

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух - трех недель закачивается пар в объеме 30 - 100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение двух - трех недель. За этот период происходит прогрев призабойной зоны и перераспределение нефти и воды в пористой среде под действием гидродинамических и капиллярных сил. Чем меньше пластовой энергии, тем меньше должна быть продолжительность этапа выдержки, чтобы эффективно использовать давление пара для добычи.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при этом скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита. В процессе эксплуатации скважин их дебиты постепенно уменьшаются. На этапе отбора продукции продолжается дальнейшая конденсация пара и снижение температуры нагретой зоны. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятого паром, возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. После окончания эффекта паротепловую обработку повторяют.

5.Технология ВПГ. Основные параметры процесса ВПГ. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновид­ности ВПГ.

Суть метода заключается в том, что тепло образуется в пласте за счёт сжигания части пластовой нефти. В пласт закачивают окислитель (воздух, 20% кислорода). Метод состоит из следующих этапов:

• инициирование горения (создание очага горения);

• этап горения.

При инициировании горения на забой нагн. скважины спус­кают эл. нагреватель, затем начинают закачку окислителя (воз­духа), затем не прекращая закачку воздуха включают эл. нагрева­тель. Далее постепенно уменьшают расход воздуха. Происходит прогрев ПЗ пласта. В этом случае температура достигает 200 С и более. Повышение температуры сопровождается усилением окислительных реакций (цепная реакция).

Признаки инициирования горения:

• наблюдается повышение давления закачки воздуха;

• в добыв. скв. появляются продукты горения СО и СО₂;

• образуются продукты реакции СО₂ и Н₂О.

Параметры:

• содержание остаточного топлива, которое показывает сколько образуется топлива для горения 1 м³ породы:

• расход воздуха на выжигание 1 м³ пласта:

При ВПГ образуются следующие основные зоны:

1. выжженная зона; 6)зона нефти

2. зона горения;

3. зона остаточного топлива;

4. зона испарения и конденсации;

5. зона холодной воды;

Разновидности пластового горения:

• прямоточное;

• противоточное (применяется редко, когда невозможно создать сообщаемость между добыв. и нагн. скв.).

Прямоточное создаётся в ПЗ нагн. скв., куда и закачивается воздух. В противоточном горении очаг находится в добыв. скв. Фронт горения движется навстречу закачиваемому воздуху. Эффективность внутрипластового горения можно увеличить одновременной закачкой воздуха и воды. Это позволяет перебро­сить тепло, оставшееся за фронтом горения, вперёд – в зону вытеснения. После выжигания определённой части пласта, перехо­дят на закачку воды – тепловую оторочку проталкивают в зону добычи.

Сухое прямоточное горение

Сухое ВПГ осуществляется закачкой в пласт только воздуха. Вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты остается позади фронта горения практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта.

Влажное внутрипластовое горение

Процесс ВВГ заключается в том, что в пласт вместе с окислителем закачива­ется в определенном соотношении вода, которая позволяет увеличить конвективный перенос тепла через фронт горения.

За счет переброшенного тепла впереди фронта горения обра­зуется обширная область пласта, охваченная тепловым воз­действием.

Сверхвлажное горение

Диапазон изменения соотношения закачиваемый в пласт объемов воды и воздуха колеблется примерно в пределах от 1 до 5 м³ воды на 1000 м³ воздуха. При увеличении водо-воздушного соотношения в закачиваемой смеси воды и воз­духа тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды. Зоны пара (позади фронта горения) и горения все больше и больше сужаются и, наконец, исчезают полностью. Процесс высокотемпературного окисления переходит в процесс низкотемператур­ного окисления остаточного топлива

6.Закачка растворителей в пласт

Причины неполного вытеснения нефти водой:

1. Н и В не смешиваются, между ними образуется поверхность раздела;

2. гидрофобизация пород из-за адсорбции тяжёлых компонентов нефти;

3. различные вязкости Н и В.

Идеальным вытесняющим агентом является жидкость или газ, которая смешивается с нефтью растворяется в ней с образованием однофазной жидкости. При этом происходит полное вытеснение нефти из охваченных процессом участков пласта, т.е. К_выт стре­мится к 100%.