Охрана недр при разработке нефтяных и газовых месторождений

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 18Следующая ⇒

Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр, т.е. наиболее эффективным способом, с минимальными потерями.

Охрана недр регламентируется “Правилами охраны недр”. Эти правила разработаны с учетом требований Закона РФ " О недрах", Федерального закона " О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Правил организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте, Положения о лицензировании деятельности по производству маркшейдерских работ, Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре РФ.

Контроль за выполнением “Правил охраны недр” возложен на Госгортехнадзор РФ и его территориальные органы.

В соответствии с этими правилами пользователь недр обязан обеспечить:

- соблюдение требований законодательства, а также утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ;

- соблюдение требований технических проектов, недопущение разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых;

- обеспечение полноты геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр;

- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

- достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

- ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и ее сохранность;

- безопасное ведение работ, связанных с пользованием недрами;

- сохранность разведочных скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и (или) в иных хозяйственных целях; ликвидацию в установленном порядке скважин, не подлежащих использованию;

- охрана месторождений от обводнения и загазованности, других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

- предотвращение загрязнения недр при сбросе сточных вод.

Не допускается составление проектной документации по выборочной отработке наиболее богатых или находящихся в более благоприятных горно-геологических условиях участков месторождения, пластов и залежей, приводящей к снижению качества остающихся балансовых запасов, их разукрупнению и истощению месторождения, вследствие которых содержащиеся в них запасы полезных ископаемых могут утратить промышленное значение и оказаться потерянными.

В разделе приводятся возможные источники опасности для сохранности недр и даются рекомендации по предотвращению этих опасностей.

Так при процессе проходки и строительства скважин предлагается осуществлять меры по предотвращению открытого фонтанирования, обвалов ствола скважины. Нефтяные и водоносные интервалы в скважинах необходимо надежно изолировать друг от друга, обеспечивать герметичность колонн и высокое качество их цементирования.

К процессу бурения скважин предъявляются следующие основные требования по надежности их сооружения, обеспечивающие предотвращение: заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами; аварийного фонтанирования; образование грифонов; возникновение зон растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн и др.

Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

С целью предотвращения обводнения продуктивных пластов, исключения возможности вертикальных межпластовых перетоков флюидов, охраны пресных подземных вод от загрязнения предусматривается цементирование до устья эксплуатационной колонны, кондуктора и направления добывающих и нагнетательных скважин.

В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. По мере возникновения осложнений должны реализовываться меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин).

Разработка и эксплуатация любого месторождения углеводородов ведется на основании утверждённых технологических документов (технологическая схема, проект разработки, авторский надзор и др.). Для соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин составляют технологические режимы работы скважин, объекта или месторождения в целом. В технологических документах при разработке нефтяных и газовых месторождений предусмотрены мероприятия по охране недр, атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод, земель, лесов, флоры и фауны от вредного воздействия на них производств буровых и добывающих предприятий.

Проектные решения технологического документа должны быть направлены на рациональное использование недр. Охрана недр регламентируется “Правилами охраны недр”. Эти правила разработаны с учетом требований Закона РФ " О недрах" и другими документами.

При пользовании недрами осуществляется систематический контроль за состоянием окружающей среды и за выполнением природоохранных мероприятий. Контроль осуществляется в пределах горного отвода.

5. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

5.1. Основные группы

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только часть их. При разработке нефтяных месторождений конечный коэффициент нефтеотдачи в карбонатных коллекторах достигается 0, 4 – 0, 5, а в терригенных коллекторах - 0, 4 – 0, 8. Это при максимально благоприятных условиях (небольшая вязкость нефти, хорошая проницаемость и однородность пластов, организация системы заводнения, плотная сетка скважин и т.п.).

Увеличение нефтеотдачи хотя бы на 0, 1д.ед. (10%) может привести к значительным приростам добычи нефти и улучшению экономических показателей. Особенно это может сказаться на разрабатываемых месторождениях, где существует система сбора и подготовки нефти, система ППД, дороги, линии электропередач, система связи и т.д.

Одним из способов увеличения коэффициента нефтеотдачи является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода по конкретным условиям месторождения. Выделяют три основных группы факторов:

- геолого-физические (вязкость нефти и минерализация пластовой воды, проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, однородность, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны и т.п.);

- технологические (закачиваемый агент, его концентрация, величина оторочки, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, система разработки и т.п.);

- технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.).

На основании лабораторных исследований, опытно-промышленных и промышленных испытаний выработаны определённые критерии методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [15, 16]. Классически они разделены на четыре большие группы:

- физико-химические (закачка водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), загустителей полиакриламида (ПАА), щелочей, кислот и др. агентов);

- методы смешивающегося вытеснения (закачка в пласт двуокиси углерода (СО₂) или карбонизированной воды, углеводородного или дымовых газов, водогазовой смеси, применение мицеллярных растворов и др.);

- тепловые методы (закачка горячей воды, закачка пара, влажное внутрипластовое горение);

- гидродинамические методы (гидравлический разрыв пласта (ГРП), нестационарное (циклическое) заводнение и отбор жидкости с изменением направлений фильтрационных потоков (ИНФП), повышение давления нагнетания, перенос фронта нагнетания, очаговое и избирательное размещение нагнетательных скважин, форсированный отбор жидкости и др.

5.2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи

5.2.1. Закачка водных растворов поверхностно-активных веществ

Водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), закачиваемые в пласт, оказывают многостороннее воздействие на физико-химические свойства пластовых систем. Они даже при небольшой концентрации способствуют значительному снижению поверхностного натяжения воды на границе с нефтью и твердой поверхностью (σ ), в результате этого более полно вытесняется нефть из пористой среды. ПАВ способствует дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде, улучшают моющие свойства воды.

ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями: уменьшение угла смачиваемости (θ ), интенсивность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. В результате происходит отмывание прилипающих к породе капель нефти.

Технология: концентрация ПАВ в закачиваемом водном растворе равна 0, 05%; объём оторочки раствора – 50-100%. В результате закачки раствора ожидаемое увеличение нефтеотдачи на 10-15% (5-10%).

Закачка растворов ПАВ проведена на Арланском, Туймазинском, Ромашкинском, Шагиртско-Гожанском и других нефтяных месторождениях.

Контроль за ведением процесса осуществляется как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Измеряется концентрация раствора как при закачке в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, измеряется в лабораторных условиях величина поверхностного натяжения. Снятие профилей приёмистости по нагнетательным и профилей отдачи по добывающим скважинам. Измеряется обводнённость продукции, дебиты нефти и жидкости и др.

5.2.2. Закачка водных растворов полимеров

Сущность метода полимерного заводнения (ПАА) заключается в выравнивании подвижностей нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Нагнетание растворов полимеров в продуктивные пласты изменяет гидродинамические характеристики объекта разработки. В результате этого начинают работать пропластки, которые при обычном заводнении оказываются неохваченными процессом. Механизм действия полимерных растворов проявляется в снижении подвижности воды (вытесняющего агента). Характер течения водных растворов полимеров в пористой среде может быть различным. Причем он, как и фактор сопротивления, определяется скоростью нагнетания, концентрацией полимера в растворе, температурой и фильтрационными характеристиками пород. Адсорбция полимера в пористой среде способствует повышению эффективности метода. Существенное влияние оказывают также катионообменные процессы и физико-химические свойства поверхности.

Подвижность жидкостей (нефти и воды) в пластовых условиях условно выражается отношением фазовой проницаемости для данной жидкости и её вязкости. Нефтеотдача в значительной степени зависит от соотношения подвижности М нефти и воды.

М=Кв/μ в: Кн/μ н, (5.1)

где К-фазовая проницаемость соответственно для воды и нефти;

μ -динамическая вязкость соответственно воды и нефти.

На фазовую проницаемость мы не можем повлиять на данном этапе разработки, хотя она изменяется в процессе разработки. С увеличением обводнённости продукции увеличивается фазовая проницаемость для воды и соответственно уменьшается для нефти. Формулу можно преобразовать:

М=μ н/μ в (5.2)

Уменьшение подвижности воды может быть достигнуто за счет повышения её вязкости с помощью загустителей. При этом повышается эффективность вытеснения нефти из неоднородного коллектора также за счет выравнивания фронта вытеснения. Вязкость воды может быть повышена за счет добавления в неё водорастворимых полимеров. Благоприятный результат получен при использовании в качестве загустителя гидролизованного полиакриламида (ПАА).

Технология: концентрация ПАА в закачиваемом водном растворе равна 0, 05%; объём оторочки раствора – 50-100%. В результате закачки раствора ожидается увеличение нефтеотдачи на 10-15% (5-10%).

При практическом осуществлении процесса наиболее рационально закачивать в пласт оторочку загущенной воды и далее продвигать её по пласту обычной водой. В качестве рабочего агента повышенной вязкости могут быть использованы пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0, 1-1, 0% пенообразующих веществ.

Закачка растворов ПАА проведена на Арланском, Орлянском, Ромашкинском, Мышкинском и других нефтяных месторождениях.

5.2.3. Применение щелочных агентов

Применение щёлочного заводнения основано на взаимодействии щелочи с пластовыми жидкостями и породой. Основными факторами повышения нефтеотдачи при этом считаются следующие: снижение межфазного натяжения на границе нефти и раствора щёлочи, образование эмульсии, вязкость которой выше, чем обычной воды, изменение смачиваемости поверхности пород-коллекторов, растворение прочных граничных плёнок. В последнее время к положительным факторам стали относить и образование осадка в результате взаимодействия раствора щёлочи с ионами кальция и магния содержащимися в пластовых водах. При образовании осадка происходит перераспределение объёмов закачиваемого агента по толщине и увеличение охвата пласта процессом заводнения. Механизм повышения нефтеотдачи главным образом основан на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием поверхностно-активных веществ. В ряде случаев происходит активизация (резкое усиление поверхностно-активных свойств) некоторых естественных поверхностно-активных компонентов нефти под воздействием растворов сильных щёлочей. К числу таких компонентов относятся смолы, асфальтены и другие высокомолекулярные вещества. Для оценки степени активности нефтей применительно к щёлочному заводнению широко используется кислотное число нефти, которое характеризует наличие в нефти органических кислот. У наиболее активных нефтей кислотное число может быть равно 2, 5 мг КОН на 1 г нефти. Для достижения эффективных результатов щелочного заводнения кислотное число должно быть не менее 0, 5 мг КОН на 1 г нефти. Тем не менее, по мнению Мангэна, исследования следует проводить и с нефтями, для которых кислотное число не превышает 0, 2 мг КОН на 1 г нефти.

Первый крупный промысловый опыт по закачке щелочного раствора получен на Трёхозёрном месторождении в Западной Сибири. Щелочное заводнение организовано в терригенные коллектора на двух опытных участках, включающих 59 добывающих и 15 нагнетательных скважин. В период с 1976 по 1984 гг закачано 15, 5 тыс. т едкого натра, в первые годы закачка раствора 1% концентрации велась постоянно, затем циклически закачивали раствор и подтоварную воду. Средняя концентрация раствора составляла 0, 2-0, 32%. По первому участку создана оторочка 20% нефтенасыщенного объёма пор пласта, дополнительно получено 75, 9 тыс.т нефти, прирост коэффициента нефтеотдачи 3, 1%. По второму участку оторочка полностью не сформирована, дополнительная добыча нефти оценена в количестве 49, 4 тыс.т [18].

В Пермской области закачка раствора щелочи начата в 1978 г. в терригенные коллектора Шагиртско-Гожанского месторождения на одном опытном участке. Промышленная закачка велась с 1983 г. последовательно на четырёх участках, все участки включали 13 нагнетательных и 72 добывающих скважины. В период с 1978 по 1990 г.г. закачано 14, 1 тыс. т едкого натра. Закачка велась периодически, в основном в летнее время. При отсутствии щелочи закачивали пресную или сточную воду. Средняя концентрация реагента составила 0, 24%. Размер оторочки по участкам изменялся от 1 до 0, 17 объёма пор пласта. Прирост нефтеотдачи по участкам изменялся от 25 до 1, 4%, в среднем составляя 5, 6%. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.1991 г составила 662, 4 тыс. т. [11].

Принципиальная технологическая схема установки по приготовлению и закачке раствора щёлочи приведена на рис.5.1, которая состоит из трёх основных частей: установки растворения, резервуарного парка и насосной.

Твердая каустическая сода загружается в камеры растворения (1). После заполнения водой емкостей (2) включают насосы (3), путем многоразовой циркуляции воды из емкости через насос и сопла происходит растворение каустика. С установки растворения раствор щёлочи 25% концентрации поступает в резервуарный парк в один из трёх горизонтальных аппаратов(4), в которых раствор отстаивается и охлаждается. Насосами (5 и 6) раствор, если необходимо, разбавляется дополнительно водой и перемешивается. Кроме того, насос (5) служит для перекачки жидкой щелочи в спец автомашину или из неё. Дозировочными насосами (7) концентрированный агент подается на прием агрегата БКНС(8), к которому подводится и пресная вода. При движении раствора по водоводу от БКНС через водораспределительный пункт (9) поступает к скважинам (10) и его концентрация доходит до 1%.

Рис. 5.1. Принципиальная технологическая схема установки по приготовлению и закачке раствора щёлочи.

I–установка растворения: 1-сдвоенные камеры растворения, 2-аппараты емкостью 20 м³, 3-циркуляционные насосы Х45/540,

II-резервуарный парк: 4-стальные горизонтальные аппараты емкостью 200 м³

III-насосная: 5- насос ЦНТС 50/231 для разбавления раствора и промывки ёмкостей от осадка, 6-насосы Х20/18 для перекачки жидкой щелочи из спец автомашины в ёмкостьи из неё, 7-дозировочные насосы ЭНАПТР 1-16/25, 8-насосный агрегат на БКНС (ЦНС 180х1900), 9-ВРП-5 (водораспределительный пункт), 10-нагнетательные скважины.

В карбонатные коллектора раствор щелочи закачивался на трёх месторождениях Пермского края (Падунском, Опалихинском и Берёзовском) в летнее время с перерывами (при отсутствии щелочи). Средняя концентрация раствора составила 0, 8%, размер оторочки – 0, 09 объёма пор. Закачано 6 тыс. т едкого натра. Прирост нефтеотдачи по разным участкам составлял от 0, 1 до 3, 9%, дополнительная добыча нефти 61 тыс.т.

Опытно-промышленные испытания метода щелочного заводнения и его модификаций проведены на Андижанском, Южно Аламышинском, Старогрозненском, Кюровдагском, Ярегском и др. месторождениях. На всех объектах отмечено положительное влияние закачки щёлочного раствора. Основными факторами, определяющими повышение нефтеотдачи при щелочном заводнении, являются снижение межфазного натяжения на границе нефти и раствора щелочи, эмульгирование нефти, изменение смачиваемости породы и образование осадка при взаимодействии раствора щелочи с пластовой водой.

5.2.4. Заводнение с серной кислотой

Для повышения нефтеотдачи пластов применяются серная (концентрированная или алкилированная - отходы ПНПЗ после процесса алкилирования - АСК), хлорсульфоновая, фторсульфоновая, оксидные и другие кислоты. При создании в пласте оторочки происходит выравнивание профилей приемистости в неоднородных коллекторах в результате закупорки пор высокопроницаемых слоев нерастворимыми солями (сульфаты, сульфонаты кальция и др.), которые образуются при взаимодействии АСК с солями пластовой воды. При закачке концентрированной серной кислоты происходит реакция взаимодействия её с пластовой водой, в результате которой повышается температура, уменьшается вязкость нефти, растворяются карбонаты, увеличивается проницаемость пористой среды, при выделении углекислого газа увеличивается объем воды. Уменьшается набухаемость глин, происходит объёмное расширение нефти. Величина оторочки составляет 0, 1-0, 5% объёма пор, концентрация АСК 90-98%. Продолжительность закачки 2-3 суток. Закачка производится кислотными агрегатами. Прирост нефтеотдачи 5-10%. Закачка алкилированной серной кислоты 89-90% концентрации в Пермской области проведена на Шагиртско-Гожанском месторождении в залежь нефти яснополянского надгоризонта в период 1980-1983 г.г. На Гожанской площади закачка проведена на четырех опытных участках при освоении скважин под нагнетание воды после бурения. Эффекта не получено, возможно, по причине того, что после обработок закачку воды в скважины организовали не сразу, а через продолжительное время. На Шагиртской площади закачка проведена на двух опытных участках в 1980 году. Эффект в виде дополнительной добычи нефти в количестве 41, 920 тыс. т получен по одному участку (скв. 1145), прирост нефтеотдачи по которому составил 4, 7%. Всего закачано 7052, 4 т АСК.

Технические средства, необходимые для осуществления работ.

Для проведения работ по приготовлению и закачке кислот необходимо следующее оборудование:

· Насосный агрегат типа ЦА-320 в случае отсутствия кислотного агрегата.

· Кислотный агрегат АзИНМАШ-30А.

· Автоцистерна типа АЦН для подвоза технической воды.

· Осреднительная емкость.

Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов.

Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Соляная кислота (HCl) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение.

Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1, 15г/см³. Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре.

Плавиковая кислота - раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары плавиковой кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров плавиковой кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает долго незаживающие ожоги.

Бифторид фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1, 27 г/см³. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0, 2 мг/м³) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы, заболевания костных тканей, глаз кожных покровов.

5.3. Смешивающееся вытеснение

5.3.1. Закачка углекислоты и углеводородного газа

Углекислый газ для повышения нефтеотдачи может быть использован по трём технологиям. По первой углекислый газ закачивается в пласт в виде одноразовой оторочки в сжиженном состоянии, которая далее продвигается по пласту карбонизированной или обычной водой. По второй технологии – осуществляется закачка карбонизированной воды концентрацией 4-5%. Третья технология заключается в закачке чередующихся небольших оторочек углекислоты и воды. В любом случае общий объём оторочки и средняя концентрация должны соблюдаться.

Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом факторов. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО₂, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием её объёма, снижением поверхностного натяжения на границе с водой, увеличением вязкости воды, уменьшается набухаемость глин. Эффективность возрастает вследствие образования на фронте вытеснения вала из смеси легких углеводородов и СО2. Образование угольной кислоты способствует дополнительно ряду положительных факторов, таких как растворение карбонатов, повышение температуры. При закачке углекислоты в результате взаимного растворения нефти и газа происходит вытеснение близкое к смешивающемуся.

Технология. Объём оторочки должен составлять 0, 1-0, 2 до 0, 3 нефтенасыщенного объёма пор. Концентрация 4-5%. При закачке углекислоты в сочетании с заводнением соотношение СО₂/вода должно соблюдаться как 1/3. Прирост нефтеотдачи 5-10 до 15%.

Закачка углеводородного газа. Механизм действия при закачке углеводородного газа близок к действию при закачке углекислого газа и вытеснение происходит близко к смешивающемуся. Технология. Объём оторочки должен составлять 0, 1- 0, 3 нефтенасыщенного объёма пор. Концентрация 50-100%.

Рис. 5.2. Распределение углеводородов при вытеснении нефти жидким пропаном: 1-нефть, 2-зона смеси пропана с пластовой нефтью, 3-зона чистого пропана, 4-смесь пропана с сухим газом, 5-сухой газ.

5.3.2. Мицеллярное заводнение

Особенностью мицеллярного заводнения является то, что для конкретных геолого-физических условий по вязкости нефти и другим параметрам в лабораторных условиях подбирается определённая композиция нескольких реагентов, последовательность их закачки, величина оторочек и концентрация.

Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов является мицеллярный раствор. Технология извлечения нефти включает в себя последовательную закачку в пласт предоторочки пресной или опреснённой воды; оторочку мицеллярного раствора (основной элемент, способствующий наиболее полному извлечению нефти); буферную оторочку полимера и, наконец, воды, проталкивающей эти оторочки по пласту. Мицеллярные растворы представляют собой очень тонкие дисперсии углеводородов в воде или воды в углеводороде, стабилизированные специально подобранными смесями ПАВ.

Закачка в пласт предоторочки пресной воды до закачки мицеллярного раствора и буферной оторочки раствора полимера предназначается для предотвращения разрушения и увеличения срока жизни мицеллярного раствора в пласте-коллекторе.

Применяемый мицеллярный раствор для повышения нефтеотдачи пластов состоит из следующих основных компонентов: нефтерастворимого ПАВ, содетергента, углеводородного растворителя, солей. Нефтерастворимый ПАВ – основной компонент мицеллярного раствора может быть анионным, катионным, неионогенным. Наиболее часто применяемые нефтяные сульфонаты, средняя молекулярная масса которых составляет 400….524 а.е. (атомных единиц).

Содетергент оказывает такое же действие, как и ПАВ, который зависит от числа и расположения атомов углерода. Наиболее распространённые содетергенты – низшие спирты, содержащие меньше четырёх атомов углерода в основной цепи: метиловый, этиловый, изопропиловый, вторичный и третичный бутиловый спирты и некоторые кетоны, например ацетон. Спирты выполняют разнообразные функции, например повышают растворимость ПАВ в воде, уменьшают их адсорбцию на породе. В качестве углеводородного растворителя применяют керосин, газоконденсат, легкие фракции нефти т.п. Действие солей зависит, в основном, от природы и структуры ПАВ. Ионы могут стабилизировать мицеллы или разрушать их. Любой мицеллярный раствор может быть эффективен в довольно узком диапазоне минерализации вблизи оптимального значения [20].

В общем случае после закачки пресной воды сначала в пласт закачивается оторочка ПАВ величиной 20% от нефтенасыщенного объёма пор концентрацией 5-10%. Затем закачивается оторочка мицеллярного раствора величиной 2, 5 -5% нефтенасыщенного объёма пор. Позднее закачивается буферная оторочка полимерного раствора величиной от 40 до100%. В дальнейшем композиция, составленная из трёх реагентов, продвигается по пласту закачиваемой пресной или технической водой, величина оторочки 1, 5-2 объёма пор пласта. При оторочке мицеллярного раствора в 2, 5% вытесняется 80%, а при 5% практически полный объём нефти. Прирост нефтеотдачи от 10 до 100%.

Таблица 5.1.

Последовательность закачки, величина оторочки и концентрация агентов при мицеллярном заводнении

Закачиваемый агент	Пресная вода	ПАВ	Мицеллярный раствор	ПАА	Техническая вода
Величина оторочки, % от объёма пор пласта	Не регламенти-руется		2, 5-5	40-100	150-200
Концентрация водного раствора		5-10		0, 05

5.4. Тепловые методы

Закачка горячей воды и пара. Увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании воды достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения нефти и скелета пласта, а также интенсификации капиллярной пропитки (для гидрофильных пластов). В результате увеличивается подвижность нефти, фазовая проницаемость для неё и охват пласта вытесняющим агентом, создаются условия для вытеснения нефти из малопроницаемых целиков. В случае нагнетания пара к указанным факторам добавляется ещё эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и перенос её по пласту в парообразном виде.

Глубина залегания продуктивного пласта имеет значение в том отношении, что с увеличением глубины растут потери тепла в стволе скважины. Эффективная мощность влияет на потери тепла через кровлю и подошву: чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь и тем больше относительная величина тепловых потерь. При закачке горячей воды и пара потери тепловой энергии происходят при движении агента по стволу скважины, и при глубине более 1200 м температура его на забое приближается к пластовой, поэтому огромные энергозатраты на нагрев агента на поверхности с таким результатом становятся нецелесообразными.

Особо важное значение имеет контроль за ходом процесса и его регулирование. В процессе нагнетания должны регулярно контролироваться: давление нагнетания, температура на устье нагнетательных и добывающих скважин, степень сухости теплоносителя, изменение дебитов нефти и воды, химический состав добываемой воды. Для закачки воды применяются водогрейные установки. При нагнетании пара оборудование состоит из паровых котлов, паропроводов, устьевого и внутрискважинного оборудования. Для получения пара используют стационарные и полустационарные паровые котельные, передвижные парогенераторные установки.

Внутрипластовое горение. Выделяют три вида пластового горения. Сухое горение, когда на 1000 м3 воздуха закачивается 1-3 м3 воды. Влажное, когда на 1000 м3 воздуха закачивается от 3 до 5 м3 воды. Сверхвлажное, когда на 1000 м3 воздуха закачивается более 5 м3 воды.

Для создания очага горения применяют различные глубинные нагреватели, обычно электрические или газовые. После нагрева призабойной зоны в скважину подаётся окислительный агент (воздух) для воспламенения нефти. Тепловые методы применяются главным образом на месторождениях с высоковязкими нефтями. Основным ограничивающим фактором применения тепловых методов является глубина залегания пласта, которая должна быть не более 1000-1200м. При внутрипластовом горении основную ограничивающую роль оказывает максимальное давление компрессоров при такой глубине и их производительность, которая с удалением очага от призабойной зоны должна постоянно увеличиваться. Имеющиеся отечественные и зарубежные компрессоры не имеют такой производительности при необходимых давлениях закачки воздуха. Прирост нефтеотдачи от тепловых методов от 10 до 50%.

Рис. 5.3. Схема процесса внутрипластового горения.

Распределение: а- температуры, б- нефтенасыщенности, в- водонасыщенности.

Зоны: 1- пластовой температуры, 2- предварительного повышения температуры, 3-испарения, 4- термохимических реакций, 5- горения, 6- регенерации тепла.

5.5. Гидродинамические методы повышения

нефтеотдачи пластов

Назначение гидродинамических методов - увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу.

К ним относятся: циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, гидравлический разрыв пласта, а также методы воздействия на призабойную зону пласта.

5.5.1. Циклическое заводнение.Физическая сущность процесса состоит в том, что в период нагнетания воды нефть в малопроницаемых зонах сжимается и в них входит вода, а при прекращении закачки вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов различна и зависит от удаления фронта вытеснения (расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами), геолого-физических свойств коллекторов, особенно от проницаемости и пьезопроводности, изменяется в пределах от нескольких суток до 1-2 месяцев. Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность; в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления; г) возможность компенсации отбора закачкой. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

5.5.2. Изменение направлений фильтрационных потоков (ИНФП). Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.Физическая сущность процесса следующая: а) при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой; б) при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

5.5.3. Создание высоких давлений нагнетания. Применение высоких давлений нагнетания обеспечивает: увеличение текущих дебитов скважин и пластового давления; снижение обводненности продукции за счет более интенсивного притока нефти из малопроницаемого пропластка; уменьшение влияния неоднородности коллектора за счет относительно большего увеличения приемистости малопроницаемого пропластка по сравнению с высоко-проницаемым; повышение текущей нефтеотдачи при существенно меньшем расходе воды за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.

5.5.4. Форсированный отбор жидкости. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин и снижении Р_заб. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условия эффективности: а) обводненность продукции не менее 80-85%; б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов.

⇐ Предыдущая 6 7 8 9 101112 13 14 15 Следующая ⇒