ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 107
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Метод циклического затопления тем эффективен, тем выше остаточная нефтенасыщенность после нормального заводнения. Этот метод также эффективен в относительно однородных резервуарах, содержащих вязкое масло.
Одним из основных факторов, определяющих влияние циклического заводнения, является уменьшение неравномерности перемещения масла в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации флюидов. В результате из пласта выводится меньше воды и достигается более высокая добыча нефти.
Образование развивается в циклах. Каждый цикл состоит из двух периодов. В первый период жидкость отводится путем добычи скважин (с остановленной впрыском), а эластичный резервуар пласта исчерпан. Во втором периоде вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины (с остановленным производством) путем наполнения эластичного материала инъекцией.
В Зеленогорской площади начали применяться циклические заводнения с 1978 года. Оно проводилось в шести скважинах северной линии впрыска и в двух очаговых скважинах (N 8025.8026) в течение трех летних месяцев.
Но целенаправленное применение циклического заводнения продолжало свою ось в 1981 году на КНС-70 и БКНС-116. С 1985 года все КНС были преобразованы в циклические заводнения. Велосипед проводится в течение года по специально утвержденной программе для каждой КНС.
Принудительный выбор жидкости. Принудительный вывод жидкости из поливных скважин является резервом для поддержания уровня добычи нефти на поздней стадии разработки.
Принуждение считается постепенным и существенным (в 1,5-2 раза) увеличением оттока жидкости из сильно поливных (на 95% и выше) высокопродуктивных (с расходом более 50 тонн / день) скважин. В качестве оптимизации режимов эксплуатации скважин рассматривается увеличение добычи жидкости из скважин с меньшим водоотводом и меньшими расходами текучей среды.
Вопрос о вмешательстве колодцев во время форсирования является сдерживающим фактором для его применения.
Из-за экологических трудностей при удалении сточных вод использование принудительного сбора жидкости не планируется в ближайшем будущем.
Инкапсулированные полимерные системы. Технология повышения нефтеотдачи с использованием инкапсулированных полимерных систем предназначена для обеспечения регулирования процесса разработки в гетерогенных и многослойных резервуарах, увеличения добычи нефти и сокращения времени разработки для удаленных участков с выходом на запланированную добычу нефти фактор.
Технология основана на способности полимерных растворов ограничить фильтрацию воды в промытых маслом зонах из-за увеличенного остаточного коэффициента сопротивления (отношение водопроницаемости до и после фильтрации раствора полимера) и, таким образом, уравнивают вязкую неустойчивость при подавлении фронта. В настоящее время наиболее эффективным является использование «сшитых» полимерных систем (АТФ). Механизм действия модифицированного полимерного заводнения с использованием КПС заключается в том, что капсулы сшитого полиакриламида временно закупориваются на глубине резервуара высокопроницаемыми и, как правило, сильно политыми областями, тем самым изменяя направление перемещение воды в слабо осушенные зоны пласта. В результате охват пласта увеличивается за счет наводнения.
Разработанная технология включает использование полимерной композиции, которая представляет собой полимерный раствор с добавлением сульфата алюминия. Введение солей алюминия в полимерный раствор при оптимальном соотношении позволяет получать инкапсулированные полимерные системы (CPS) на основе гетерофазного сшивания макромолекул. Размер полимерных капсул составляет 0,1-1,0 мкм.
Согласно типу рабочих агентов, классификация известных способов повышения нефтеотдачи заключается в следующем:
Тепловые МУН. Тепловые МУН - это методы интенсификации притока нефти и повышения производительности производственных скважин на основе искусственного повышения температуры в их стволе и забойной зоне. Тепловые МУН используется главным образом при экстракции высоковязких парафиновых и смолистых масел. Потепление приводит к сжижению масла, плавлению парафинов и смолистых веществ, растворенных во время эксплуатации скважин на стенах, подъемных трубах и в забойной зоне.
Паротермический эффект на резервуаре. Перемещением масла паром является способ увеличения извлечения нефти, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких масел. В этом процессе пар вводят с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью масла через специальные нагнетательные скважины, расположенные внутри масляного контура. Пар, имеющий большую теплоемкость, вводит в резервуар значительное количество тепловой энергии, которое расходуется на нагрев резервуара и уменьшает относительную проницаемость, вязкость и расширение всех насыщающих веществ - масла, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, отличающиеся температурой, степенью и характером насыщения:
1) зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до начальной температуры конденсации (400-200 ° C), в которой экстракция фракций легкого масла (дистилляция масла) и смещение (смещение) паром через образование, то есть совместную фильтрацию фракций пара и легкого масла.
2) Горячая зона конденсата, в которой температура изменяется от начала конденсации (200 ° C) до температуры пласта, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и масло.
3) Зона с начальной температурой пласта, не покрытая тепловым воздействием, в котором масло перемещается пластовой водой.
Когда пласт нагревается, происходит дистилляция нефти, уменьшение вязкости и объемное расширение всех резервуаров, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемость пород и подвижность нефти, воды и др.
Паровая обработка скважин. Циклическая закачка пара в резервуары или паровая циклическая обработка эксплуатационных скважин осуществляется путем периодического прямого впрыска пара в масляный резервуар через добывающие скважины, некоторые из них удерживают их в закрытом состоянии, а затем используют те же скважины для удаления масла из резервуар с пониженной вязкостью и конденсированным паром. Целью этой технологии является разогрев пласта и нефти в забойных зонах добывающих скважин, снижение вязкости масла, увеличение давления, облегчение условий фильтрации и увеличение потока масла в скважины.
Механизм процессов, происходящих в резервуаре, является довольно сложным и сопровождается теми же явлениями, что и смещение паров масла, но, кроме того, происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение масла и воды (конденсата) в микронеоднородной среде в течение без выделения жидкости из колодцев. Когда пар вводится в резервуар, он, естественно, проникает в наиболее проницаемые слои и большие поры пласта. Во время замачивания в нагретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщения за счет капиллярных сил: вытеснение горячего конденсата, замещение маловязкого масла из мелких поры и непроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть , он меняется вместе с ним.
Именно это перераспределение насыщения резервуара нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти посредством циклического воздействия пара на швы. Без капиллярного обмена масла и конденсата эффект циклирования пара был бы минимальным и был бы исчерпан для первого цикла.
Газовые МУН. Закачка воздуха в резервуар. Метод основан на введении воздуха в пласт и его превращении в эффективные вытеснители из-за низкотемпературных процессов окисления в пласте. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте образуется высокоэффективный газовый агент, содержащий азотсодержащий диоксид углерода и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).
Преимущества метода включают:
- использование недорогого агента - воздуха;
- использование природной энергии резервуара - повышенная температура пласта для спонтанного инициирования процессов окисления in situ и формирования высокоэффективного вытеснителя.
Быстрое инициирование активных процессов окисления in situ пластика является одним из наиболее важных последствий использования энергии пласта для организации закачки воздуха в легкие нефтяные месторождения. Интенсивность реакций окисления довольно быстро возрастает с ростом температуры.
Воздействие на образование двуокиси углерода. Двуокись углерода растворяется в воде намного лучше, чем углеводородные газы. Растворимость двуокиси углерода в воде возрастает с увеличением давления и уменьшается с повышением температуры.
Когда двуокись углерода растворяется в воде, ее вязкость несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При содержании в воде 3-5% углекислого газа его вязкость увеличивается только на 20-30%. Углекислота Н2СО3, образующаяся при растворении СО2 в воде, растворяет некоторые типы цемента и пластовых пород и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода набухание глинистых частиц уменьшается. Диоксид углерода растворяется в масле в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому он может переходить из водного раствора в масло. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, а вытеснение приближается к смешиваемому.
Двуокись углерода в воде способствует стирке пленочного масла, покрывающего зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. В результате масляные капли с небольшим межфазным натяжением свободно перемещаются в пористых каналах, а проницаемость масла увеличивается.
При растворении в углекислом газе вязкость масла уменьшается, плотность возрастает, и объем значительно возрастает: масло разбухает.
Увеличение объема масла в 1,5-1,7 раза с растворением СО2 в нем делает особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи при разработке месторождений, содержащих масло с низкой вязкостью. При вытеснении высоковязкого масла основным фактором, повышающим коэффициент смещения, является уменьшение вязкости масла, когда в нем растворяется CO2. Вязкость масла уменьшается сильнее, чем выше его начальное значение.
При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластового масла с CO2 углекислый газ вытесняет масло в качестве нормального растворителя (смешение смещения). Затем в пласте образуются три зоны: зона исходного нефтяного пласта, переходная зона (от свойств исходного масла до свойств впрыскиваемого агента) и зона чистого СО2. Если CO2 закачивается в затопленный бассейн, перед зоной СО2 образуется масляный вал, вытесняя пластовую воду.
Увеличение объема масла под влиянием растворения в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (снижение вязкости масла и увеличение вязкости воды) является одним из основных факторов, определяющих эффективность его использования в процессах добычи и извлечения нефти из затопленных слоев.
Воздействие на образование азота, дымовых газов и т. д. Метод основан на сжигании твердых порошков в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает термические эффекты с механическими и химическими, а именно:
а) образующиеся в результате сгорания газы под давлением (до 100 МПа) вытесняют жидкость из ствола в пласт, что расширяет природные газы и создает новые трещины;
б) порошковые газы (180-250 ° С), проникающие в пласт, расплавленные парафины, смолы и асфальтены;
в) газообразные продукты сгорания состоят в основном из хлористого водорода и двуокиси углерода; Соляная кислота в присутствии воды образует слабоконцентрированный раствор соляной кислоты. Углекислый газ, растворяющийся в масле, снижает его вязкость, поверхностное натяжение и повышает производительность скважин.
Химический МУН. Химические МУН используются для дополнительной добычи нефти из сильно обедненных, затопленных нефтяных резервуаров с дисперсной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются месторождения с низкой вязкостью масла (не более 10 мПа · с), низкая соленость воды, продуктивные слои представлены карбонатными резервуарами с низкой проницаемостью.
Смещение масла водными растворами поверхностно-активных веществ. Наводнение водой с помощью поверхностно-активных веществ (поверхностно-активное вещество) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе между нефтью и водой, повышение текучести масла и улучшение его перемещения водой. Улучшая смачиваемость породы водой, она всасывается в поры, занятые маслом, перемещается более равномерно по резервуару и лучше заменяет масло.