- •Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
- •Введение
- •1. Состояние остаточных запасов нефти
- •1.1. Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении
- •1.2. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения
- •1.3. Виды остаточных запасов нефти и её свойства
- •1.4. Классификация методов и факторы, определяющие их эффективность
- •1.6.Критерии эффективного применения методов.
- •Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
- •2. Разработка нефтяных месторождений с использованием заводнения
- •2.1. Системы разработки месторождения с использованием заводнения
- •2.2.Изменение направлений фильтрационных потоков
- •3. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами
- •3.1. Физико-химические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении
- •3.2. Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов
- •3.3. Применение пав и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применентем пав
- •3.4. Увеличение охвата воздействием неоднородного пласта с применением композиций на основе силиката натрия
- •3.5. Гелеобразующие композиции на основе нефелина и соляной кислоты
- •3.6. Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи
- •3.7. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия
- •3.8.Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи
- •3.8.1.Предложения и выводы по применению биополимеров
- •3.9. Расчет фильтрация водных растворов активных примесей в пласте
- •3.10. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения.
- •3.11. Методы увеличения нефтеотдачи пластов применяемые на месторождениях ао «Томскнефть».
- •3.11.1. Технология использования полимерно углеводородных систем (пус).
- •3.11.2. Технологический процесс закачки композиции.
- •3.11.3. Экономической эффективность от дополнительной добычи нефти за счет закачки полимерно- углеводородной системы (пус)
- •3.11.4. Заключение
- •3.12. Проект физико-химического воздействия
- •4. Воздействие на пласт физическими полями
- •4.1.Тепловые методы воздействия на пласт.
- •5. Механические методы воздействия
- •5.1. Гидравлический разрыв пласта
- •5.1.1.Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта
- •5.1.2. Опыт применения гидроразрыва пласта за рубежом
- •5.1.3. Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта
- •Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары сша)
- •5.1.4. Расчет гидравлического разрыва пласта
- •5.1.5. Техника и технология гидравлического разрыва пласта
- •2.4. Продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.
- •5.1.6. Оценка технологической эффективности проведения грп
- •6.Воздействие на призабойную зону скважины с целью повышения нефтеотдачи
- •6.1. Форсированный отбор жидкости
- •6.1.1.Борьба с обводнением скважин
- •6.2. Физико-химические методы воздействия на призабойную зону скважин
1.6.Критерии эффективного применения методов.
Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта.
Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований.
Обычно выделяются три категории критериев применимости методов:
Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие;
Технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т. д.);
Материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.);
Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев.
В таблице 5 приведено влияние свойств коллектора и флюидов на эффективность применения основных методов вытеснения нефти
Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении.
Таблица 5.
Методы |
Пластовая нефть |
Вода |
Коллектор |
Условия залегания |
||||||
Вязкость, мПа*с |
состав |
Насыщенность, % |
Минерализа-ция, г/м3 |
неоднородность |
проницаемость |
Тип и хим.-физ св-ва. |
Давление пл. МПа |
Темпера-тура, С0 |
Толщинам |
|
Заводнение с ПАВ* |
До 50 |
Наличие асфальтенов и смол |
До 30 |
До 0,2 |
Неоднородный, отсутствие трещин |
10 и более |
Глинистость не более 5-10% |
- |
Менее 90 |
До 15 |
Полимерное заводнение* |
От 10 до 100 |
- |
До 30 |
Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ |
Неоднородный, отсутствие трещин |
Более 100 |
Глинистость не более 5-10% |
- |
Менее 90 |
- |
Мицеллярное заводнение* |
До 10 |
- |
До 70 |
Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ |
Однородный |
Более 100 |
Ограничен. содержание карбонатов |
- |
Менее 65-90 |
- |
Щелочное заводнение |
До 100 |
Наличие органических кислот |
До 60 |
Содержание ионов Са2+ до 0,000025 |
Неоднородный, отсутствие трещин |
Более 100 |
Глинистость не более 5-10% |
- |
- |
- |
Сернокислотное заводнение* Применение СО2* |
1-30 |
Наличие ароматических соединений |
До 30 |
- |
Умеренно-однородный |
Менее 500 |
Терригенный с содержанием карбонатов 1-2% |
- |
- |
- |
Применение СО2*: оторочки
|
До 50 |
Ограниченное содержание асфальтенов и смол |
До 60 |
Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ |
Неоднородный |
5 и более |
- |
Выше давления насыщения |
- |
До 15 при пологом залеган., при крутом не огр. |
Продолжение табл. 5
Методы |
Пластовая нефть |
Вода |
Коллектор |
Условия залегания |
||||||
Вязкость, мПа*с |
состав |
Насыщенность, % |
Минерализа-ция, г/м3 |
неоднородность |
проницаемость |
Тип и хим.-физ св-ва. |
Давление пл. МПа |
Темпера-тура, С0 |
Толщинам |
|
Применение СО2: в сочетании с заводнением |
До 50 |
Ограниченное содержание асфальтенов и смол |
До 60 |
- |
Неоднородный, отсутствие трещин |
Более 50 |
- |
Выше давления насыщения |
- |
- |
Применение у.в. газа.* Газ высокого давления. |
До 10 |
- |
До 60 |
- |
Однородный |
5 и более |
- |
Выше давления насыщения |
- |
До 15 при пологом залеган., при крутом не огр. |
Водогазовая смесь |
До 50 |
- |
До 60 |
|
Неоднородный, отсутствие трещин |
Более 50 |
- |
То же |
- |
- |
Внутрипластовое горение* |
До 100 |
Ограниченное содержание серы |
До 50 |
- |
Отсутствие трещин |
Более 100 |
- |
- |
- |
Более 3 |
Закачка в пласт пара |
Более 50 |
Наличие лёгких компонентов |
- |
- |
Умеренно-однородный |
Более 100 |
- |
- |
- |
Более 6 |
* Неблагоприятным фактором применения метода является трещиноватость пласта.