Автор работы: Пользователь скрыл имя, 19 Февраля 2013 в 20:01, курсовая работа
Важная роль в решении задач по обеспечению высоких темпов добычи нефти при наиболее полном извлечении её из недр принадлежит методам воздействия на призабойную зону пласта. Установлено, что в реальных условиях расчленённого и неоднородного пласта ухудшение проницаемости призабойных зон скважин существенно снижает нефтеотдачу. И наоборот, мероприятия, которые способствуют восстановлению проницаемости и при этом не создают дополнительных зон неоднородности, повышают нефтеотдачу.
ВВЕДЕНИЕ
Важнейшая научно-техническая проблема в области разработки месторождений - обеспечение высоких темпов добычи нефти при наиболее полном извлечении её из недр. Это тем более важно, так как при существующих способах освоения и разработки месторождений до половины установленных запасов остаётся в недрах. Например, подсчитано, что повышение нефтеотдачи на старых, уже обустроенных месторождениях страны на один процент равносильно открытию нового крупного месторождения с добычей в несколько миллионов тонн нефти в год. Решение проблем повышения эффективности разработки месторождений в последнее время осложнено тем, что большинство нефтяных месторождений центральных районов страны перешли в позднюю стадию разработки.
Важная роль в решении задач по обеспечению высоких темпов добычи нефти при наиболее полном извлечении её из недр принадлежит методам воздействия на призабойную зону пласта. Установлено, что в реальных условиях расчленённого и неоднородного пласта ухудшение проницаемости призабойных зон скважин существенно снижает нефтеотдачу. И наоборот, мероприятия, которые способствуют восстановлению проницаемости и при этом не создают дополнительных зон неоднородности, повышают нефтеотдачу.
Многие разрабатываемые в Башкирском нефтедобывающем регионе нефтяные месторождения истощены, вопросы повышения нефтеотдачи продуктивных пород приобретают особо важное значение. С учетом того, что немалая часть нефтяных месторождений здесь характеризуется низкой проницаемостью, актуальным является детальное изучение ряда наиболее эффективных способов освоения трудноизвлекаемых запасов – комплексных технологий. Традиционные подходы в решении проблем поддержания добычи становятся все менее значимы. Успешная доразработка действующих объектов возможна только с использованием наиболее прогрессивных и высоко-эффективных методов воздействия на пласт.
В курсовом пректе рассмотрим технологии повышения нефтеодтачи пластов с применением растворов биоПАВ и их химреагентов.
1 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
С развитием химической промышленности нашей страны появляется всё больше и больше возможностей выделения для нефтедобывающей промышленности химических препаратов с целью использования их для повышения нефтеотдачи.В предшествующих пятилетках подготовлены и в настоящее время успешно реализуются несколько проектов с использованием физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов— закачка водорастворимых полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), углеводородных газов высокого давления, закачка углекислого газа, щелочи, серной кислоты и др.
Сущность методов заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Это можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента при добавлении полимеров. Однако так как объемы нагнетаемой воды могут быть весьма большими, то с целью экономии полимера для загущения воды и повышения экономической эффективности метода на практике применяют технологию заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим ее продвижением обычной водой. Опыты показывают, что при этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый раствором.
Относительная технологическая эффективность метода полимерного заводнения возрастает по сравнению с обычным заводнением для высоковязких нефтей. Однако при очень высокой вязкости нефтей 0,1 Па∙с и более эффективность метода по технико-экономическим показателям низкая.
Не рекомендуется применять метод полимерного заводнения в пластах, содержащих глинистый материал (5—10% и более), >так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Использование полимерного заводения ограничивается проницаемостью и
пластовой температурой. Полимерное заводнение рекомендуется при проницаемости свыше 0,1 мкм2 и пластовой температуре менее 90 °С. При более высокой температуре может происходить деструкция молекул полимера с изменением свойств раствора. В некоторых случаях применение, полимерного заводнения ограничивается химическим составом пластовых вод. Поэтому полимер для заводнения следует подбирать с учетом химического состава пластовых вод.
Метод опробирован на Орлянском месторождении Куйбышевской области и дал положительные результаты. В качестве загустителя использовали водный раствор частично гидролизо-ванного полиакриламида, имеющий в пластовых условиях вязкость 10—15 мПа∙с.
Лабораторными экспериментами установлено, что загущение воды полимерами существенно увеличивает нефтеотдачу при объеме оторочки примерно 5—6% от объема пор обрабатываемого участка и при концентрации полимера в воде 0,025— 0,05%.
На эффективность процесса оказывает влияние время его применения в зависимости от периода разработки. Если полимерное заводнение применяют с самого начала разработки залежи с заводнением, то так как вязкость полимерного раствора больше вязкости воды перед полимерным раствором может образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды. При смешении полимерного раствора с минерализованной водой может происходить разрушение (деструкция) структуры полимерного раствора.
При использовании же полимерного заводнения на поздней стадии разработки месторождения, когда пласт существенно заводнен, а продукция скважин характеризуется высокой обводненностью, возможно разбавление полимера водой с ухудшением характеристик вытеснения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений США и СССР, наиболее благоприятные условия для применения полимерного заводнения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.
Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах «нефть — вытесняющая жидкость» и «нефть — порода». Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальтенов и смол повышают эффективность метода по сравнению с обычным заводнением. Однако этот метод не рекомендуется применять при высокой вязкости нефти (более 50 мПас).
Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключается в том, что для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления. Она дополняется узлом затворения ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от породы обусловливается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами„ что приводит к образованию непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора вала неактивной воды. Закачка растворов ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в, мелких порах. Таким образом, в пластах при закачке водных растворов ПАВ могут протекать два противоположных процесса: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти,, с другой — на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соотношение между этими процессами определяет конечную нефтеотдачу, которая обычно не превышает 10%.
Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижается с увеличением обводненности пласта. Поэтому предпочтительнее применение метода с самого начала заводнения пласта. Также выявлено, что адсорбция ПАВ (например ОП-10) на поверхности породы существенно снижает эффективность процесса. Повышение эффективности использования этого метода заводнения связывается с поиском новых ПАВ.
Более совершенными по Сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами, с точки зрения нефтевытесняющей способности, следует считать мицеллярные растворы (микроэмульсии), так как при заводнений ими продуктивных пластов-используется преимущество смешивающегося вытеснения. При этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми жидкостями отсутствует, так как мицеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.
В результате применения мицеллярных растворов уменьшается натяжение между пластовыми жидкостями и жидкостью-заводнения. Мицеллярные растворы применяются для улучшения проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнетательных или добывающих скважинах.
Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперсную систему воды в углеводородной жидкости, стабилизированную с помощью ПАВ.
Мицеллярные растворы готовят на основе углеводородного' сырья (стабилизированный газолин, сжиженные нефтяные газы, растворимые масла), в качестве активного вещества используют нефтяные сульфокислоты. К числу основных компонентов мицеллярных растворов относится вода или водные растворы (газопропиловый, нормальный или вторичный бутиловый спирты, кетоны, эфиры).
Заводнение с использованием мицеллярных растворов — более сложный и дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение. Поэтому применению мицеллярных растворов должно предшествовать более тщательное изучение и технико-экономическое обоснование выбираемого объекта разработки.
Под заводнением с использованием мицеллярных растворов следует выбирать объекты с высокой начальной нефтенасыщен-ностью. Вязкость пластовой нефти должна быть невысокой, так как при этом обеспечивается равномерное перемещение раствора по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных растворов создается оторочка из раствора, которая в последующем проталкивается водой. Для предупреждения разрушения оторочки в связи с преждевременными прорывами воды в
результате неустойчивого вытеснения жидкости (нефти) с существенно большей вязкостью перед образованием оторочки мицеллярного раствора предварительно создается буферная оторочка загущенной воды (вода, загущенная полимерами).
Как показывают лабораторные исследования и промысловый опыт использование мицеллярных растворов в качестве вытесняющих жидкостей позволило достичь коэффициента вытеснения на участках пласта, охваченных заводнением, 60—90%.
Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи, а также на способности щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. С ростом в нефтях содержания органических кислот эффективность метода повышается, что обусловлено уменьшением поверхностного натяжения на границе «нефть — щелочный раствор». Рекомендуется использование щелочных растворов для нефтей высокой вязкости и неоднородных пластов. Следует ожидать обнадеживающие результаты в послойно-неоднородных пластах. Область применения метода ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са2+. При взаимодействии щелочи с ионами Са2+ образуется хлопьеподобный осадок, закупоривающий поры.
Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключа ется в создании в пласте оторочки легких углеводородов нз границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Технология разработки нефтяных залежей, основанная на вытеснении нефти смешивающимися с ней жидкостями и газами, — результат развития способов поддержания пластового давления путем закачки газообразных агентов. При вытеснении нефти газом некоторое ее количество удерживается в порах коллектора капиллярными силами. Изыскания, направленные на повышение эффективности технологии закачки газа, привели к идее смешивающегося вытеснения, когда между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты. Происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.
Применительно к различным пластовым системам были разработаны и опробированы следующие технологические схемы повышения нефтеотдачи:
1)закачка газа высокого давления;
2)вытеснение нефти обогащенным газом;
3)вытеснение нефти оторочкой из углеводородных жидкостей с последующим продвижением ее закачиваемым сухим газом.
Лабораторными исследованиями и опытными работами установлено, что взаимная смешиваемость нефти и газа без предварительного обогащения газа тяжелыми углеводородами может происходить при высоком давлении (15 МПа и выше), поэтому режим газа высокого давления пригоден для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500м). Процесс лучше осуществлять в пластах с легкими, маловязкими нефтями. При предварительном обогащении газа тяжелыми углеводородами (бутан-пропановая фракция газа) или предваритеной закачке легких углеводородных систем можно разрабатывать объект, залегающий на меньшей глубине. Объем оторочки углеводородного растворителя может составлять 2—5%. от объема пор пласта и определяется при расчете технологических параметров процесса. При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в> пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим
условиям не эффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность-пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.