21. Технология мицелярно-полимерного заводнения нефтяных пластов. Особенности строения буферной оторочки при мицелярно-полимерном заводнении.

Раствор называется мицелярным, когда при определенном соотношении воды, ПАВ, углеводорода и спирта в растворе образуются физико-химически связанные группы молекул – мицеллы.

Для того чтобы мицелярный раствор не растворялся в вытесняющей его воде для вытеснения используют полимеры. Такое воздействие на пласт называется мицелярно-полимерным заводнением.

Метод мицеллярно-полимерного заводнения основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой.

Их компонентами являются основные и вспомогательные ПАВ, вода (раствор электролитов) и углеводородная жидкость, содержание их в пределах: ПАВ - от 0,01 до 2%; углеводород - от 2 до 80 %; вода - от 10 до 95%.

Дэвис и Джоунс – механизм мицелярно-полимерного заводнения и уточнили: оторочку мицелярного раствора, сопровождающаяся буферной оторочкой раствора полимера в нефтеводонасыщенной пористой среде приводит к образованию следующих характерных зон:

а - заводненный пласт с остаточной нефтью (исходное состояние);

б - полностью вытесняет нефть и воду;

в - неполнстью вы­тесняет нефть;

г - неполностью вытесняет воду;

В - вода; Н - нефть; ОН - остаточная нефть; МР - ми­целлярный раствор; БО - буферная оторочка

БО состоит из последовательных порций полимерного раствора со ступенчато-убывающей к тыльной части концентрации.

22. Проблемы применения физико-химических методов при разработке нефтяных месторождений

1) Одной из основных проблем, возникающих при разработке месторождений в режиме газовой репрессии на пласт, является недопущение преждевременных прорывов газа к забоям добывающих скважин. Большие прорывы газа способствуют снижению коэффициента охвата пластов воздействием, что снижает конечный КИН.

В целях преодоления указанных недостатков следует нагнетать газ в повышенные части структур. В этом случае гравитационное разделение будет препятствовать прорывам газа к забоям добывающих скважин.

Одно из направлений развития методов газовой репрессии на пласт – совместная закачка воды и газа, т.е. водогазовое воздействие.

2) Главная проблема существующих физико-химических методов - заключается в преодолении отрицательного влияния на процессы извлечения нефти сорбции этих примесей пористой средой, что приводит к медленному распространению в пласте активного вещества к резкому снижению эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи.

23. Технологическая и экономическая эффективность вытеснения нефти горячей водой и паром. Критерии применимости метода.

Сотрудник Государственного института ВНИИ нефть Шейнман А.Б. предложил подвергнуть нефтяные пласты термическому воздействию. Для проведения эксперимента был Краснодарский край. В результате было установлено, что нефтяные пласты можно зажигать и процесс горения в пласте можно поддерживать.

Академик Губкин, присутствовавший на опытах заявил: «Нами найдено решение проблемы величайшего практического значения».

Министерство нефтяной промышленности выделило месторождение Зыбза (Краснодарский край) в крупномасштабный опытный промысел по термическим методам добычи нефти.

Существуют 2 направления:

- закачка в пласт воды и газа,

- внутрипластовое горение.

Наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8- 15 МПа). Пар в состоянии вытеснять до 90% нефти из пористой среды.

С ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду, не доводя ее до температуры кипения.

Известны 3 основных технологических варианта паротеплового воздействия на пласт:

1. Циклический вариант - пар нагнетают в пласт по колонне насосно-компрессорных труб в течении 3 - 6 недель, затем выдерживают в течении 10 - 20 суток после чего скважину пускают в эксплуатацию. Циклы повторяют. Скважину используют и для нагнетания пара и для отбора нефти.

Достоинства метода – высокий дебит после обработки, меньшие по сравнению с другими методами потери тепла.

Недостатки – падение дебита при последующих циклах нагнетания.

2. Пар нагнетают к забою скважины. Одновременно жидкость откачивают насосом.

Преимущество – непрерывная эксплуатация скважин.

Недостатки – большие потери тепла (особенно по стволу скважины, высокая температура стенки обсадной колонны.

3. Площадной вариант – пар подают в нагнетательную скважину, нефть добывают из нагнетательных скважин.

Преимущество – высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.

Недостатки – затраты большого количества тепловой энергии, иногда этот вариант экономически не оправдывается.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов позволяют добывать нефть высокой вязкости, при этом величина нефтеотдачи увеличивается с 6 - 20 до 30 - 50%.

Специальные методы нагнетания пара в водоносный слой, лежащий под нефтеносным:

- нагнетание паровой смеси,

- нагнетание паровой смеси с растворителями,

- искусственное образование трещин и нагнетание пара,

- термополимерное воздействие.

24. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения. Механизм процесса. Особенности процесса сухого и влажного внутрипластового горения. Системы и технологии разработки при внутрипластовом горении.

Методы извлечения нефти из недр при исполь­зовании внутрипластовых окислительных процессов основаны на идее подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д. И. Менделеевым.

В 30-х гг. ученые А.Б. Шейнман и К.К. Дубровай предложили извлекать нефть методом ее подземной газификации с созданием в пласте экзо­термической окислительной реакции, переходящей в горение. Ими были сделаны первые попытки инициирования внутрипластового окисления нефти на одном из месторождений Красно­дарского края. Генерирование температуры непосредственно в пласте основное преимущество данного метода. Процесс горения в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

В процессе разработки нефтяного месторождения методом внутрипластового горения в качестве окислителя применяют главным образом воздух, закачиваемый в пласт через специаль­ные воздухонагнетательные скважины. Нефть отбирается из до­бывающих скважин вместе с продуктами горения и водой, кото­рую также можно закачивать в пласт в те же воздухонагнета­тельные или в специальные водонагнетательные скважины.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения.

Как правило, температура фронта горения находится в пределах 400-600 °С.

Операцию создания в пласте внутрипластового горения на­чинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагне­тательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную го­релку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, об­ладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин.

Внутрипластовое горение, осуществляемое пу­тем нагнетания в пласт только воздуха, получило в теории и практике разработки нефтяных месторождений название "сухого" внутрипластового горения.

Внутрипластовое горение, осуществляемое путём закачки в пласт окислителя вместе с водой получило название "влажное горение".

"Сверхвлажное горение" - когда температура падает до 300-400 °С.

Большая теплоёмкость влажного пара, чем сухого и тепло преносится на большее расстояние.

Опыты показывают, что в области пласта, по которой прохо­дит фронт горения, практически не остается нефти: легкие ее фракции путем гидромеханического вытеснения или дистилля­ции переносятся вперед по ходу процесса, а кокс сгорает.

Кривая изменения темпе­ратуры при сухом внутрипластовом горении

Схема распреде­ления температуры и на­сыщенности пористой среды веществом при влажном горении: 1-4 - характерные зоны пласта при влажном горе­нии

Системы и технология разработки. При осуществлении влажного горения впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер зоны прогрева пласта и жидкостей при осуществлении влажного горения 100 - 150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16 - 20 га/ скв). При влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2 - 3 раза меньше, чем при сухом горении.

Технология внутрипластового горения должна предусматривать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соответствии с расширением фронта горения. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 2-3 раза выше пластового давления.