Презентация на тему Методы увеличения нефтеотдачи пластов

осуществляться только с применением методов и технологий, требующих повышенных

КВ и ЭЗ в сравнении с традиционно используемыми технологиями.
Доля ТИЗ – 60-70%.
На 30÷40% качественных запасов приходится 70 ÷75% добычи нефти.
Добыча нефти на месторождениях с ТИЗ – не более 25%.

или степени их истощения, заводнения;
свойствах нефти и пластовой воды

– вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;
коллектора и его свойствах – проницаемость, толщина, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубина, удельная поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав
расположения и технического состояния пробуренных скважин
затратам на дополнительное обустройство и выработку рабочих агентов

снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой от 35-45

до 7-8,5 мН/м и увеличении угла смачивания от 18 до 27; что приводит к уменьшению натяжения смачивания в 8-10 раз.
Оптимальная массовая концентрация ПАВ в воде 0,05-0,01%.
Эффективность. Повышение нефтеотдачи заводненного пласта на 2,5-3%.
Увеличение КИН не более 2-5% по сравнению с традиционным заводнением в случае реализации метода с начала разработки.

происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего

образуются ПАВы, снижающие межфазное натяжение на границе раздела нефть-раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой.
Наличие в пластовой воде ионов кальция, магния, железа негативно влияет на эффективность процесса.
Наличие в продуктивном разрезе глин снижает относительный прирост нефтеотдачи на 25%.
Обычная концентрация раствора составляет 0,2-0,4% с учетом адсорбции щелочи.

охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых

пропластков, занятых водогазовой смесью.
В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под воздействием капиллярных сил, занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил – верхние части пласта.
При оптимальной реализации технологии – равномерное распределение нагнетаемого газа в заводненном объеме залежи, - достигается повышение КИН на 7-15%. Т.к. данное условие не всегда достижимо, то эффективность может быть значительно ниже указанной (до 10%).

за счет уменьшения вязкостного соотношения нефти и воды.
Основное свойство

полимеров – загущение воды. При их концентрации в растворе 0,01-0,1% вязкость его увеличивается до 3-4 мПа·с, что приводит к сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.
В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше, чем замеренная вискозиметром.
Эффективность. Увеличение КИН не превышает 7-8% в самых благоприятных условиях применения с начальной стадии разработки месторождения.

увеличивает ее вязкость на 25-30%;
образующаяся при растворении в воде

угольная кислота Н2СО3 повышает проницаемость песчаников на 5-15%, доломитов – 6-75%;
снижает набухаемость глинистых частиц;
растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому может переходить из водного раствора в нефть;
увеличивает фазовую проницаемость нефти;
увеличивает объем нефти в 1,5-1,7 раза – основной фактор увеличения КИН при разработке залежей с маловязкими нефтями;
снижает вязкость нефти – основной фактор увеличения КИН при разработке залежей с высоковязкими нефтями.

пластах и вытеснение остаточной нефти.
Когда к несмешивающимися в обычных

условиях нефти и воде добавляется специальные ПАВ, то в определенных условиях получается однофазный гомогенный раствор или микроэмульсия.
При этом образуется так называемые нефтеводяные мицеллы - агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жидким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы называются мицеллярными.
Они способны к растворению или поглощению жидкостей, составляющих основу мицелл.
Для устойчивости растворов в пласте добавляется четвертый компонент – различные стабилизаторы.
Изменяя содержание ПАВ, стабилизаторов углеводородов и воды, можно получить мицеллярный раствор с внешней нефтяной, либо с водяной фазами.

ПАВ, растворимый в воде и нефти
II – уравновешенный с

нефтью и растворимый только в воде
III – уравновешенный с водой и растворимый только в нефти
IV – нерастворимый ни в воде, ни в нефти, т.е. уравновешенный с нефтью и водой. Обеспечивает смешивающееся вытеснение.
Минерализация воды, различные добавки, могут приводить к ситуации, когда возможно существование растворов различных типов и структур.
Наилучшей вытесняющей способностью обладает IV тип раствора, но он же и наименее устойчив и при изменении концентраций солей может переходить в растворы II и III типа.

раствором и пластовыми жидкостями, раствор, устраняя действие капиллярных сил,

вытесняет и воду.
При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, образуя вал нефти, за которым располагается зона повышенной водонасыщенности. Для проталкивания оторочки мицеллярного раствора в пласт закачивается полимерный раствор вязкостью, близкой к вязкости мицеллярного раствора, а затем обычную воду.

температуры пласта.
Вода обладает свойством переносить гораздо большее количества тепла,

чем любая другая жидкость, в том же агрегатном состоянии.
При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар переносит гораздо большее количество теплоты, чем вода (в 3,5 раза при 20 атм, в 1,8 – при 150 атм).
Не вся тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи (потери по стволу и в окружающие породы).

пласта влечет за собой:
уменьшение вязкости нефти и, соответственно, изменение

подвижностей нефти и воды;
тепловое расширение твердого тела и жидкостей;
изменение межфазного натяжения на границе нефть-вода;
изменение смачиваемости

каждый из факторов:
снижение вязкостного соотношения нефти и воды приводит

к замедлению перемещения фронта воды и, тем самым увеличению добычи нефти до прорыва воды;
при добыче легкой нефти большее значение имеет термическое расширение, так как вязкостное соотношение очень слабо зависит от температуры;
для тяжелой нефти вязкостное соотношение резко падает с ростом температуры и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти

вытеснении нефти горячей водой в отсутствии испарения легких фракций

нефти

при одномерном вытеснении нефти водяным паром

вытеснении воды водяным паром
1 – t=1ч, 2 – t=2

ч

нагнетание пара, 2 – время ожидания, 3 – добыча

нефти

водой при отсутствии испарения
1 – термическое расширение, 2 –

уменьшение вязкости, 3 – смачиваемость, 4 – межфазное напряжение в системе нефть-вода (в некоторых случаях)

прямоточном горении
1 – распространение фронта, 2 – перемещение воздуха,

3 – вода, 4 – газ, 5 – кокс, 6 – нефть

прямоточном горении
1 – фронт парообразования, 2 – фронт горения,

3 – фронт конденсации, 4 – вода, 5 – кокс, 6 – газ, 7 – нефть

горении
1 – направление распространения фронта, 2 – то же,

с учетом тепловых потерь, 3 – направление перемещения воздуха, 4 – вода, 5 – нефть, 6 – газ, 7 – кокс (пунктир – профили с учетом тепловых потерь)