Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Слайд 5

Потенциальные возможности основных методов увеличения нефтеотдачи

Слайд 6

Выбор МУН базируется на анализе данных:
нефтенасыщенности (водогазонасыщенности) пластов 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

Слайд 7

Основные критерии применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов

Слайд 8

Основные критерии применения тепловых МУП

Слайд 9

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 10

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 11

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 12

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 13

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 14

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 15

Критерии выбора основных методов повышения нефтеотдачи пластов

Слайд 16

Критерии, ограничивающие применения МУН

Слайд 17

Критерии, ограничивающие применения МУН

Слайд 18

Вытеснение нефти водным раствором ПАВ
Механизм процесса. Основан на 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.

Слайд 19

Щелочное заводнение
Механизм процесса. При контакте щелочи с нефтью 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.

Слайд 20

Водогазовое воздействие
Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению 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%).

Слайд 21

Полимерное заводнение
Механизм процесса. Повышение охвата неоднородных пластов заводнением 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.

Слайд 22

Вытеснение нефти двуокисью углерода
Двуокись углерода:
при растворении в воде 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.

Слайд 23

Мицеллярно-полимерное заводнение
Направлено на устранение капиллярных сил в заводненных 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.

Слайд 24

Типы мицеллярных растворов
I – неравновесный, с высокой концентрацией 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.

Слайд 25

Механизм мицеллярно-полимерного заводнения
В силу низкого межфазного натяжения между 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.

Слайд 26

Тепловые МУН
Для повышения КИН месторождений ВВН целесообразно повышение 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).

Слайд 27

Физические процессы происходящие при вытеснении нефти теплоносителями
Повышение температуры 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

Слайд 28

Относительное влияние различных факторов
На эффективность процесса оказывает влияние 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

Слайд 29

Профили водонасыщенности (а) и температуры (б) при одномерном вытеснении нефти горячей

водой в отсутствии испарения легких фракций нефти

Слайд 30

Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении

нефти водяным паром

Слайд 31

Профили паронасыщенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным

паром

1 – t=1ч, 2 – t=2 ч

Слайд 32

Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину
1 – нагнетание пара, 2

– время ожидания, 3 – добыча нефти

Слайд 33

Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии

испарения

1 – термическое расширение, 2 – уменьшение вязкости, 3 – смачиваемость, 4 – межфазное напряжение в системе нефть-вода (в некоторых случаях)

Слайд 34

Профили температуры (а) и насыщенности (б) при внутрипластовом прямоточном горении
1 –

распространение фронта, 2 – перемещение воздуха, 3 – вода, 4 – газ, 5 – кокс, 6 – нефть

Слайд 35

Профили температуры (а) и насыщенности (б) при влажном прямоточном горении
1 –

фронт парообразования, 2 – фронт горения, 3 – фронт конденсации, 4 – вода, 5 – кокс, 6 – газ, 7 – нефть

Слайд 36

Профили температуры (а) и насыщенности (б) при противоточном 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)

Слайд 37

Объекты МУН, подготовленные к реализации в США

Слайд 38

Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Содержание

Структура запасов ТИЗ - запасы, рентабельная разработка которых может осуществляться только с

Этапы разработки месторождений