Презентация на тему Методы увеличения нефтеотдачи

нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном

увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне.

с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой

вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа.

зоны, различающиеся по температуре, степени  и характеру насыщения:
1) Зона

пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.  2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.  3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с

кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты.
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.
После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

осуществленного нагнетанием 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 (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы.

в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах

вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие

агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).
К преимуществам метода можно отнести:
– использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.
Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.

воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в

воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц.
Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.
При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.
Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает

тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:
а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;  б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;  в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.

Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать

объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости.

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что

в пластах искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.
В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления.
Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.

жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое

скважины давления, достаточного для образования трещин.
Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.

скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных

скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона

воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт

или на его призабойную зону.
Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.
При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.

из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной

нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой

вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью

веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе

«нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер

(полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. 
Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.
неоднородностью пласта.
Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды.

варианта:
• сухие полимеры;
• жидкие полимеры.

В большинстве случаев, когда осуществляется

масштабная добыча нефти, наилучшим вариантом являются сухие полимеры.
Использование сухих полимеров предпочтительно по ряду причин:
объем химического состава, использующегося для нагнетания, настолько большой (расход нагнетаемого в скважину состава может достигать 1520 литр/мин), что на месте проведения работ потребовалось бы установить постоянную линию для подачи жидкого полимера;
значительные количества жидкого полимера, необходимого для нагнетания, превышают пределы эффективности и надежности работы нагнетательного оборудования;
стоимость жидкого полимера может в 2,5 раза превышать стоимость сухого полимера.
 

основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой.

При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой.
 

процессах. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют

углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:
• спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;  • биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;  • биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; • газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.