ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 468
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.
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.