Нетрадиционные методы воздействия на пласт.
Проблемы заводнения (при ППД).
Варианты водоснабжения для системы ППД.
Требования к закачиваемой воде.
Определение объема закачки воды.
1. Для внутриконтурного заводнения: количество нагнетаемой воды = количеству извлекаемой жидкости.
2. При законтурном заводнении: определяется, как сумма количества отбираемой жидкости и количество воды утекающей за контур.
1. Вода не должна вступать в реакцию с пластовыми водами.
2. Количество мех. примесей в воде должно быть не большим.
3. Количество железа и эмульгированной нефти в воде должно быть небольшим.
4. Вода не должна содержать сероводороды, углекислоты и др. примесей.
5. Вода должна подвергаться биологической очистке от спор, водорослей и микроорганизмов.
6. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта.
Поверхностные воды, подземные воды (воды сенаманских и алегоценовых отложений), попутная(подтоварная) вода, комбинация вариантов.
закачка поверхностных вод
минусы:
- замерзает.
- большое количество содержания микроорганизмов.
- вступает в реакции.
схема закачки подземных вод
схема использования подтоварной воды
1. Коэффициент извлечения нефти (КИН ≤65÷70%).
2. Не смешиваемость вытесняемой и вытесняющей жидкостей.
3. Гидрофобизация коллекторов.
4. Разница вязкости нефти и воды.
5. Гравитационные силы (ρв>ρн).
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)
I Физико-гидродинамические методы:
изменение гидродинамических условий движения рабочего агента.
КИН = kохв·kвыт - количество извлекаемой нефти
kохв = Vз.охв.в разр./Vзалежи
kвыт = qвыт.н./qобщ.н.
- водогазовое воздействие
виды:
a) совместная закачка
б) поочередная закачка
в) комбинированная закачка
суть метода: поочередное (или совместное) нагнетание воды и газа для повышения охвата неоднородных пластов заводнением.
условия применения: в неоднородных пластах, где образуются тупиковые и застойные зоны при обычном заводнении (рекомендуется на любой стадии разработки).
- циклическое заводнение
суть метода заключается в периодическом изменении режима воздействия на неоднородные пласты, создания нестационарного распределения пластового давления и неустановившегося движения жидкости в пласте. Это обеспечивается периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости.
метод направлен на увеличение kохв, устранение капиллярного неравновесия и вовлечение в разработку застойных зон. наиболее эффективен в неоднородных пластах (рекомендуется на любой стадии разработки).
II Физико-химические методы:
они направлены на повышение эффективности заводнения путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и т.д.).
- закачка водных растворов полимеров, растворов полиакремида.
добавляют к нагнетаемой воде, что повышает ее вязкость, снижает подвижность и уменьшает относительную вязкость пластовой нефти µ = µн/µв.
условия применения: для залежи с повышенной вязкостью нефти (10÷50 мПа∙с), kпрон ≥ 0,1 мкм2, глинистость ≤ 8-10%, t ≤ 70-90 оС.
- мицеллярное заводнение.
при достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводорода и спирта в растворе образуются физико-химические связанные группы молекул (мицеллы), такой раствор называется мицеллярным.
механизм: оторочка раствора перемещается водой.
- мицеллярно-полимерное заводнение.
этапы:
1. нагнетается объем мицеллярного раствора ≈ 10% пустого пространства залежи.
2. оторочку перемещает буферной жидкостью раствора полимера.
условия (рекомендация):
1. залежь нефти в терегенных коллекторах порового типа, относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента.
2. kпрон > 0,1 мкм2.
3. µ = 3 ÷ 20 мПа∙с.
4. t < 80 оС.
- закачка ПАВ.
Снижают поверхностное натяжение на границе воды и нефти, увеличивают приемистость, повышают смачиваемость породы.
условия применения:
1. при повышенной гидрофобности коллекторов.
2. µ = 10 ÷ 30 мПа∙с.
3. kпрон > 0,3 мкм2
4. t до 70 оС.
5. рекомендуется в начале разработки.
В качестве хим.реагентов ПАВ используют: каустическую или каустическую или кольцемированную соль, аммиак, силикат натрия.
- щелочное заводнение.
при взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуется ПАВ. Улучшение смачиваемости породы, снижение межфазного натяжения и улучшение отмывающих свойств воды.
условия применения: эффективен в малоглинистых гидрофобных коллекторах.
III Теплофизические методы:
направлены на нагнетание в пласт теплоносителей - горячей воды или пара, в результате происходит снижение вязкости нефти, очищение призабойной зоны от парафина и смолистых веществ, расширение объема пластовой нефти.
Рекомендуется для пластов:
· с высоковязкой нефтью
· глубина пласта меньше 1000м.
· нефтенасыщенная глубина от 10 до 40м.
· kпор. > 0,2
· kпрон > 0,5 мкм2
· глинистость меньше 10%
· расстояние между скважинами 200÷300м.
IV Термохимические методы:
метод ВДОГ(внутрипластовой движущийся очаг горения) рекомендуется для залежей:
· с высоковязкой нефтью (вязкость нефти от 1000мПа∙с и больше)
· содержащих большое количество тяжелых фракций
· глубина до 2000м.
· kпрон > 0,1 мкм2
Метод основан на способности пластовой нефти вступать в реакцию с нагнетаемым в пласт кислородом, сопровождающейся выделением большого количества тепла.
Методы ВДОГ:
- прямоточное сухое горение:
на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти, и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам.
- прямоточное влажное горение (сверхвлажное горение):
в пласт нагнетается в определенном соотношении воздух и вода, это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения и способствует увеличению КИН при значительном увеличении расхода нагнетаемого воздуха.
V Метод смешивающегося вытеснения:
метод рекомендуется в залежах:
· с глубиной > 1000м.
· относительно не большой мощностью пласта (10÷15м.)
· вязкость нефти от 10мПа∙с до 15мПа∙с
· пластовое давление > 10МПа
метод возможен на поздних стадиях разработки.
Газы растворяются в нефти, следовательно, увеличивается V нефти, уменьшается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил.
Технология:
1. в виде оторочки CO2.
2. совместно с водой.
VI Микробиологический метод.
VII Виброволновое воздействие.
VIII Горизонтальное бурение скважин.
IX ГРП (гидроразрыв пласта).