- •Отчет по летней практике. Тема: «Основы нефтегазового дела»
- •Оглавление
- •11. Методы повышения нефтеотдачи пластов 60
- •Введение:
- •1. Краткая история применения нефти и газа
- •2. Понятие скважины. Назначение скважины.
- •3. Поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений.
- •3.1 Общее представление о поисково-разведочном процессе.
- •3.2 Общее представление о ресурсах и запасах. Их классификации.
- •3.3 Методы поисково-разведочных работ, или откуда геологи знают то, что они знают.
- •4. Нефтегазопромысловая геология.
- •4.1 Геология земной коры
- •4.2. Строение Земли
- •5. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •6. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •6.1.Режимы работы залежей
- •7. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •7.1. Способы эксплуатации
- •7.2. Оборудование забоя скважин
- •7.3.Оборудование ствола скважин
- •7.4. Оборудование устья скважин
- •8. Промысловые исследования скважин и пластов
- •8.1.Основные виды исследований
- •8.2.Гидродинамические методы
- •8.2.1 Исследования методами установившихся и неустановившихся отборов
- •8.2.2. Исследование методом фильтрационных волн давления
- •8.2.3.Контроль температурного режима залежей
- •8.2.4.Глубинные приборы, применяемые при исследованиях
- •8.3.Промыслово-геофизические методы
- •8.3.1.Контроль за заводнением и полнотой выработки пластов
- •8.3.2.Разделение пород импульсными нейтронными методами
- •9. Текущий и капитальный ремонт скважин
- •9. 1. Виды и классификация подземных работ в скважинах
- •9. 2. Оборудование для проведения ремонта скважин
- •10. Сбор и подготовка нефти и газа
- •10.1. Промысловая подготовка нефти
- •10.2. Промысловая подготовка газа
- •11.Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •11.2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
- •12. Методы повышения производительности работы скважин.
- •12.1. Кислотные обработки скважин
- •12.2. Гидравлический разрыв пласта
- •13.Транспортировка нефти и газа
- •13.1.Железнодорожный транспорт
- •13.2.Водный транспорт
- •13.3.Автомобильный транспорт
- •13.4.Трубопроводный транспорт нефти и газа
- •14.4.1.Классификация трубопроводов
- •14.4.2.Состав трубопроводов
- •14.Хранение нефти и газа
- •14.1.Хранение нефти
- •14.2.Хранение газа
- •15.Переработка нефти и газа
- •16.Структура, управление и основные показатели деятельности предприятий нефтяной и газовой промышленности
- •Заключение
11.2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:
Тепловые методы: • паротепловое воздействие на пласт; • внутрипластовое горение; • вытеснение нефти горячей водой; • пароциклические обработки скважин.
Газовые методы: • закачка воздуха в пласт; • воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); • воздействие на пласт двуокисью углерода; • воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др
Химические методы: • вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); • вытеснение нефти растворами полимеров; • вытеснение нефти щелочными растворами; • вытеснение нефти кислотами; • вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); • микробиологическое воздействие.
Гидродинамические методы: • интегрированные технологии; • вовлечение в разработку недренируемых запасов; • барьерное заводнение на газонефтяных залежах; • нестационарное (циклическое) заводнение; • форсированный отбор жидкости; • ступенчато-термальное заводнение. [8]
12. Методы повышения производительности работы скважин.
Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем выше производительность эксплуатационной скважины или поглотительная способность нагнетательной скважины и наоборот [6].
Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением их призабойные зоны часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окси ды железа). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
Рис. 17. Гравитационный односекционный сепаратор (а); схема движения газов в циклоне (б).
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно [3].
12.1. Кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин.
Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористо-водородную (HF) кислоты.
При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl2) и хлористый магний (МgС12), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО2) также легко удаляется на поверхность.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований [3].
При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) в целях очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.
Для обработки скважин применяют 8 — 20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12 — 15%-ный раствор НС1. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.
Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл. В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникол, катапин, формалин и др. Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05 — 0,25 % от объема раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается следующим образом: при дозировке 0,05 % — в 15 раз, при дозировке 0,25 % — в 42 раза.
В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальтосмолистых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно прогреть, чтобы расплавить эти вещества. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью, или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка — процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.
Солянокислотный раствор для кислотных и термокислотных обработок приготовляют на центральной кислотной базе или же непосредственно на скважинах.
Технология солянокислотных обработок скважин может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт при помощи насоса или самотеком. Иногда перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой или цементной корки применяют кислотную ванну. При этом в скважину закачивают раствор 6 — 8%-ной кислоты с таким расчетом, чтобы он заполнил ствол скважины в интервале его обработки.