Методы повышения нефтеотдачи пластов.

Разработка на естественных режимах эксплуатации дает низкий коэффициент

конечной нефтеотдачи. Поэтому применяют следующие искусственные методы повышения нефтеотдачи :

1. Гидродинамические методы:

- искусственное заводнение;

- циклическое заводнение.

1. Физико-химические методы:

- заводнение с водорастворимыми ПАВ- для снижения поверхностного натяжения нефть-вода

- заводнение полимерами (загустители)- для выравнивания подвижности нефти и воды;

- заводнение мицеллярными растворами (микроэмульсии) – для снижения поверхностного натяжения между пластовыми жидкостями и жидкостями, используемыми для заводнения;

- заводнение растворами щелочей- для снижения поверхностного натяжения на границе нефть-щелочь, способность щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладают более высокой вязкостью, способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. Область применения ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са⁺ (при реакции со щелочью образуется хлопьеобразный осадок);

- вытеснение нефти газом высокого давления – создание в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью;

- заводнение углекислотой – двуокись углерода СО₂ растворяется в нефти, увеличивается ее объем и уменьшается вязкость, а растворяясь в воде наоборот повышает ее вязкость, тем самым выравниваются подвижности нефти и воды;

- сернокислотное заводнение – комплексное воздействие концентрированной серной кислоты как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и воду взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами приводит к образованию сульфокислот, которые являются анионами ПАВ).

3. Тепловые методы:

- вытеснение нефти паром или горячей водой

- внутрипластовое горение – образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которых тепло генерируется в результате экзотермических реакций между нефтью в пласте и кислородом, содержащемся в нагнетаемом воздухе.

Методы интенсификации притока

Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и увеличения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. По характеру воздействия на призабойную зону пласта методы делятся на химические, тепловые, механические и комплексные (физико- химические).

Основное назначение- увеличение проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов, образования новых и расширения старых пор, улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наибольшее применение среди химических методов имеют солянокислотная обработка (СКО) и глинокислотная обработка (ГКО).

СКО основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы . В результате на значительном расстоянии от ствола скважин развивается сеть расширенных поровых каналов, что значительно увеличивает

Фильтрационные свойства призабойной зоны пласта и приводит к повышению продуктивности скважин. Применяется 6-20% водный раствор соляной кислоты.

ГКО наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из песчаников с глинистым цементом, представляет собой смесь плавиковой и соляной кислоты. При взаимодействии этой смеси с породой растворяются глинистые составляющие и частично кварцевый песок. Смесь содержит водный раствор: 8-10% соляной кислоты и 3-5% плавиковой кислоты.

Разновидности кислотных обработок:

- кислотные ванны: простые и динамические(СКВ, ГКВ, ДСКВ, ДГКВ)- для очистки

забоя, стенок скважины, перфорационных каналов от загрязнения;

- простые кислотные обработки (СКО, ГКО)- для очистки и расширения поровых каналов в призабойной зоне под давлением закачки, не превышающим давления опрессовки эксплуатационной колонны;

- кислотные обработки под давлением –под давлением закачки 15- 30 МПа с применением пакерирующих устройств для более глубокого проникновения в пласт кислотного раствора;

- пенокислотные обработки- применения аэрированного раствора кислоты для более глубокого проникновения в пласт кислотного раствора.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых

каналов парафина , смол, а также интенсификации химических методв обработки призабойных зон. К ним относится:

- закачка теплоносителей: нагретая нефть и нефтепродукты, вода с ПАВ, закачка пара (применение парогенераторных установок);

- спуск электронагревателей (ТЭН).

К механическим методам воздействия относятся:

- гидравлический разрыв пласта- образование и расширение в пласте трещин длиной до 50-100м путем создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращени смыкания полученных трещин в пласт вводится крупно- зернистый песок или пропант. В результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин;

- гидропескостуйная перфорация- разрушение колонны и цементного кольца в виде канала или щели, создаваемые за счет абразивного и гидромониторного эффектов подачи жидкости с песком с высокой скоростью из насадок гидроперфоратора;

- виброобработка забоев- создание колебания различной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор, присоедененный к НКТ, спущенным в скважину, в результате которых в пласте расширяются поровые каналы, образуется сеть микротрещин.

Комплексное (физико- химическое) воздействие-комплексное сочетание по механизму действия в одном технологическом приеме. К ним относятся:

- термокислотные обработки- воздействие на призабойную зону горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты (применения специальных наконечников в виде перфорированной трубы, наполненной магниевой стружкой) , расплавление и удаления агрегатных структур, образованных асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями;

- внутрипластовая термохимическая обработка- комплексное сочетание элементов ГРП, СКО и тепловой обработок;

- термогазохимическое воздействие- сжигание на забое порохового заряда, спускаемого на кабеле, результатом которого образуются новые трещины и расширяются существующие под давлением пороховых газов и расплавляются асфальтосмолистые ,парафиновые отложения от нагретых пороховых газов. Используют бескорпусные пороховые генераторы давления ПГД-БК ( давление до 100 МПа) и аккумуляторы давления скважинные АДС-5 и АДС-6.

Назначение системы поддержания пластового давления (ППД)

ППД относится кгидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки,

Поддерживает или повышаетпластовое давление.

На практике применяются следующие системы заводнения:

1) Законтурное заводнение –

применяют на сравнительно небольших

по размерам залежах с литологически

однородными коллекторами, с хорошей

проницаемостью в законтурной части.

Нагнетательные скважины располагаются

на расстоянии 1000- 1200м от внешнего

ряда добывающих скважин для

однородных, для неоднородных с низкой

проницаемостью 600-700м.

2) Приконтурное заводнение -применяется

при низкой проницаемости нагнетатель-

ные скважины размещают на небольшом

расстоянии от контура нефтеносности или

непосредственно на этом контуре в более

проницаемых частях залежи.

3) Внутриконтурное заводнение –

применяется при разработке значительных

по размерам нефтяных залежей.

Площадь залежи разрезается рядами

нагнетательных скважин, которые разрабаты-

ваются как самостоятельные участки.

При закачке воды на линии нагнетатель-

ных скважин образуются зоны повышенного

Очаги, которые образуются возле нагне-

тательных скважин сливаются в валы, пере-

движение которых можно регулировать.

4) Блоковое заводнение – залежь разре-

зают на самостоятельные участки ряда-

ми нагнетательных скважин, расположен-

ных перпендикулярно оси структуры (5

рядов добывающих скважин, каждый

нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда

добывающих скважин)

5) Очаговое заводнение –в сочетании с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает Рnm и сжижаются объемы отбираемой нефти.

Блочные кустовые насосные станции (БКНС). Назначение и принцип работы.

Системы водоснабжения для систем ППД состоят из подсистем, включающих водозаборные сооружения, напорные станции, блочные кустовые насосные станции (БКНC), водораспределительные гребенки, нагнетательные скважины.

Кустовые насосные станции предназначены для создания необходимого напора и закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные горизонты с целью поддержания пластового давления. Вода нагнетается в пласт под давлением 10-20 МПа с помощью специальных центробежных насосов типа ЦНС-180 и ЦНС-500.

Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой воды и требуемого давления нагнетания . Число кустовых насосных станций на месторождении определяется многими факторами: объемом закачиваемой воды, системой нагнетательных водоводов, числом нагнетательных скважин и их приемистостью, площадью месторождения, системой разработки месторождения.

Центробежные насосы типа ЦНС180-1050, ЦНС180-1422, ЦНС180-1900 и ЦНС500-1900 предназначены для закачки в пласт воды с температурой до 40 градусов, плотностью 1000-1200 кг/м3, массовой долей механических примесей не более 0,1%, размером твердых частиц не более 0,1 мм. Рассчитаны они на подачу 180 и 500 м3/ ч при развиваемом напоре 950-1900м.

Приводом насосов типа ЦНС служат синхронные электродвигатели серии СТД с разомкнутым или замкнутым циклом вентиляции. Для их охлаждения применяется маслосистема. Маслосистема насосного агрегата состоит из оборудования и арматуры, предназначенных для подачи масла, необходимого для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.

УСТЬЕВАЯ АРМАТУРА ДЛЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки.

Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Для оборудования устья

нагнетательных скважин применя­ется арматура типов АНК1-65Х210 и АНК1-65Х350

Устьевая арматура типа АНК1 для нагнетательных скважин состоит:

1 — трубная головка; 2 — быстросборное соединение; 3 — разделитель под манометр;

4 — задвижка ЗМС1; 5 — обратный клапан.

В качестве запорного устройства в арматуре используется прямоточная задвижка типа ЗМС1. Детали затвора, шпиндель (шток) и уплотнительная прокладка фланцевых соединений изготовлены из коррозионностойкой стали. В остальном детали задвижки и арматуры унифицированы с соответствующими де­талями задвижки и фонтанной арматуры. Обратный клапан, установленный на боковом отводе елки, служит для исключения возможности обратного перетока жид­кости из скважины при временном прекращении нагнетания или повреждения водовода. Обратным клапан состоит из корпуса, седла, хлопушки, двух возвратных пружин и переводного фланца, с помощью которого клапан присоединяется к задвижке на боковом отводе елки. Под действием потока жидкости, зака­чиваемой в скважину, хлопушка обратного клапана поворачи­вается на оси, скручивая пружины. В случае прекращения за­качки или при повреждении водовода поток жидкости из сква­жины в возвратные пружины возвращают хлопушку в исходное положение, и она, прижимаясь уплотнительной поверхностью к седлу клапана, перекрывает поток жидкости.

На отводе трубной головки арматуры устанавливают быстро-сборное соединение, предназначенное для подключения нагнетательной линии к затрубному пространству при проведении ремонтных и профилактических работ (промывки скважины, мероприятий по увеличения приемистости скважины и др.).

Для предотвращения нарушении показаний манометров, вызванных засорением отводов в арматуре предусмотрены разделители под манометры.

Модификация арматуры шла ЛНК1-65Х21 — малогабаритная арматура типа АНК-65Х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ.

Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и пакер, предназначенный для герметизации затрубного кольцевого пространства во избежание вредного влияния высокого давления закачки на эксплуатационную колонну.