Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 54
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значение.
При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значений.
Проведен анализ следующих газовых методов интенсификации притока высоковязких нефтей: смешивающееся вытеснение и несмешивающееся вытеснение ( закачка углекислого газа и азота, сухого газа), водогазовое воздействие. Определены критерии эффективности применения и ограничения газовых методов увеличения нефтеотдачи.
Перспективными также являются газовый метод хромирования в средах Н2 НС1, Н2 HF, СгС12 Н2 и циркуляционный метод, при котором перенос диффундирующего элемента на обрабатываемую поверхность осуществляется в замкнутом газопроводе с регулируемым перепадом температур. Это позволяет восстанавливать газовую среду за счет обратимых химических реакций и многократно использовать ее в течение всего технологического цикла.
Наиболее широко применяют газовый метод диффузионного хромирования, осуществляемый контактным способом ( в порошках), содержащих хром ( феррохром) и активные добавки в виде галогенидов аммония. Простота метода способствует его широкому применению.
Наибольший эффект применения газовых методов достигается при вытеснении недонасыщенных нефтей, у которых давление насыщения намного ниже пластового. Применение газоводяных смесей или азота наиболее эффективно на месторождениях, содержащих нефть вязкостью до 10 мПа с. Содержание в нефти асфальтосмолистых веществ при использовании С02 должно быть минимальным, по крайней мере не выше 10 %, так как они выпадают в осадок и не могут быть добыты из пласта. Проницаемость коллектора при этом снижается, что может уменьшить приемистость нагнетательных скважин и затруднить фильтрацию в пласте.
Наиболее широко среди газовых методов увеличения нефтеотдачи за рубежом применяется нагнетание в пласт диоксида углерода. С одной стороны, это объясняется его сравнительной дешевизной. Обычно он дешевле обогащенного газа. При наличии природных залежей углекислого газа, близко расположенных к нефтяному месторождению, этот агент оказывается дешевле метана. Более того, в отличие от углеводородных газов диоксид углерода не представляет самостоятельной ценности как топливо, поэтому со снижением цен на нефть на мировом рынке снижается и стоимость углекислого газа.
Пока эти попытки усовершенствования газового метода ограничиваются в основном лабораторными исследованиями, однако полученные результаты позволяют надеяться и на их промышленное использование.
Контактный способ парофазного или газового метода диффузионного насыщения наиболее прост, не требует специального оборудования, обеспечивает достаточно высокое качество покрытий и легко может быть осуществлен в производственных условиях. Насыщаемые изделия помещают в порошковую смесь, которой заполняют контейнер, изготовленный сваркой или литьем из обычной или, лучше, жаростойкой стали. Размеры и форма контейнеров определяются видом обрабатываемых изделий с учетом максимально быстрого и равномерного прогрева насыщающей смеси и изделий. При упаковке изделий в контейнер расстояние между ними, а также между изделиями и стенкой контейнера выбирают таким образом, чтобы в оставшихся промежутках поместилось достаточно насыщающей смеси для получения равномерного покрытия нужной толщины. Обычно это расстояние составляет не менее 15 - 20 мм. Перед упаковкой изделий на дно контейнера насыпают слой смеси толщиной 20 - 25 мм; между слоями изделий толщина засыпки составляет от 5 до 10 мм в зависимости от их габаритов и профиля. Толщина последнего ( верхнего) слоя смеси составляет не менее 30 - 40 мм. Засыпаемую в контейнер смесь слегка утрамбовывают встряхиванием или ударами деревянного молотка по стенкам контейнера. Герметизацию контейнера осуществляют различными приемами.
Цементацию чаще всего производят газовым методом. Цементация происходит при температуре 930 - 970 С вследствие протекания реакций: СН4 - - 2Н2 С.
Поверхность металлов насыщается углеродом обычно газовым методом, причем элементом-транспортером углерода служит водород или кислород.
В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых методов повышается с уменьшением толщины пласта.
После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30 - 70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода ( СО2) и мицеллярными растворами.
Экологический аспект присутствует при рассмотрении и
газовых методов, и заводнения, но в первом случае позиция намного предпочтительнее, особенно у азотной технологии.
Жидкостный метод имеет технологические преимущества по сравнению с кратко описанным выше газовым методом: обслуживание и контроль процесса проще, производительность аппаратуры выше и скорость конверсии в 2 - 3 раза больше.
В работе, при разработке новой технологии, использован эффект газлифта существующих газовых методов воздействия на газожидкостную смесь и явление дегазации газожидкостной смеси при акустическом методе воздействия.
При всех методах консервации котлоагре-гатов должна обеспечиваться полная герметичность арматуры; при сухом и газовом методе он должны отделяться от работающих агрегатов заглушками.
Следует отметить одну важную закономерность, которая заключается в том, что эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается по мере ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.
Учитывая проведенные многочисленные исследования, доказывающие снижение эффективности циклического заводнения при росте обводнения, рекомендуется поэтапное внедрение газовых методов ПНП, которые нашли широкое применение в мировой практике добычи нефти.
Рассмотрим гидродинамические модели физико-химических и термических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Моделирование газовых методов (вытеснение углеводородными или неуглеводородными газами) достаточно хорошо изучено и, по существу, проблема состоит в основном в технико-экономической целесообразности процесса в условиях различных месторождений. Что касается микробиологических гпм-цессов, основой которых является воздействие на пластовый флюид специально закачиваемыми микроорганизмами, то гидродинамические модели начинают лишь создаваться. Большое внимание уделяется механизму этого процесса. леводородных растворителей.
3. Химические методы
В последние годы химические реагенты широко используются в качестве составных частей и в комплексе с механическими (гидроразрыв пласта (ГРП), виброобработка, торпедирование) и тепловыми методами воздействия на призабойную зону. Их использование позволяет расширить область применения и повысить эффективность этих широко применяемых методов.
Рассмотрим современные пути использования химических реагентов для повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти.
Как известно, повышение производительности скважин при ГРП происходит за счет увеличения фильтрационных характеристик пласта в результате образования новых и увеличения степени раскрытия имеющихся трещин.
Промышленное внедрение ГРП было начато в середине 50-х годов. В настоящее время ГРП применяется на большинстве месторождений страны с целью интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин. По данным [1], этим методом ежегодно обрабатывается до 2500 скважин. ГРП осуществляется нагнетанием в ПЗП рабочей жидкости и подачей в образовавшиеся трещины кварцевого песка.
Существует ряд геолого-физических условий, ограничивающих применение ГРП. Низка эффективность ГРП в рыхлых коллекторах. Как правило, не происходит увеличения коэффициента охвата в неоднородных коллекторах, так как в условиях неоднородности разрабатываемых продуктивных горизонтов энергия разрыва поглощается в основном высокопроницаемыми прослоями. Малоэффективно во многих случаях повторное проведение ГРП. Неэффективен ГРП на многих месторождениях Западной Сибири [25], так как особенности пород-коллекторов Западной Сибири, в частности их высокая глинистость, ограничивает применение методов, связанных с использованием рабочих жидкостей на водной основе.
На месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости и с высокой температурой их кристаллизации в ПЗП в результате нарушения термодинамического равновесия на поверхностях пор и трещин формируются слои из парафиновых и асфальтосмолистых веществ. При проведении ГРП закачанный в трещины песок продавливается в слой отложений этих веществ и они, выдавливаясь, заполняют вновь созданное поровое пространство. Кроме того, недостаточная эффективность ГРП на месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости обусловлена охлаждением нефтенасыщенных участков пласта холодными рабочими жидкостями, которые вновь кольматируются высокомолекулярными компонентами нефти. Поэтому особые требования предъявляются к жидкостям разрыва и песконосителя.
В качестве рабочих жидкостей для ПЗП добывающих скважин используют нефть, эмульсию и специальные жидкости, для ПЗП нагнетательных — закачиваемую воду, раствор сульфитно-спиртовой барды (ССБ), воду с добавками ПАВ, полимеров и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).
В настоящее время рецептура жидкостей разрыва расширяется, в зависимости от различных геолого-физических условий и состава нефти используют мицеллярные растворы, сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на .основе полимерных материалов, вводят компоненты, предупреждающие набухание глин.
Использование, например, в качестве рабочей жидкости раствора поли-акриламида (ПАА) имеет следующие преимущества:
1) более высокую вязкость, что создает трещины значительной протяженности;
2) более высокую пескоудерживающую способность;
3) способность образовывать защитный гидрофильный слой на стенках подземного оборудования, что снижает гидравлические потери и повышает КПД глубинно-насосных установок.
Применение в качестве жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости 0,1— 0,2%-ного водного раствора ПАА в НГДУ "Надворная нефтегаз" позволило на одну скважино-операцию дополнительно добывать 764,5 т нефти [78].
Химические реагенты широко используются и при гидропескоструйной обработке (в качестве рабочей жидкости используют растворы соляной кислоты и ПАВ).
Наибольшее внимание как в нашей стране, так и за рубежом в последние годы уделяется тепловым методам повышения нефтеотдачи пласта и увеличения текущего дебита скважин. Они основываются на том, что нагрев нефтеносного коллектора и заполняющей его жидкости ведет к снижению вязкости пластовой нефти, растворению выпавших в пласте асфальтосмолистых и парафиновых отложений, что создает лучшие условия для более полного вытеснения нефти из пор коллектора и очистки призабойной зоны.
Тепловые воздействия на нефтяной коллектор осуществляются различными способами — закачкой в пласт горячей воды, пара, созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ). Среди тепловых методов воздействия на пласт преимущественное развитие получила закачка пара для увеличения конечной нефтеотдачи пласта.
Тепловое воздействие на призабойную зону можно осуществлять, используя электропрогрев, огневые горелки, паропрогрев, закачку горячей воды, горячей нефти, термогазохимическое воздействие. Опыт применения тепловых методов широко описан в отечественной и зарубежной литературе [47,62,72,76,79,81].
Применение тепловых методов также связано с рядом ограничений — потерями тепла в стволе скважины, потерями тепла в кровлю и подошву пласта [62]. Применение тепловых методов ограничивается также свойствами пластовых нефтей.
При проведении тепловых обработок необходимо учитывать возможность закупорки дренажных каналов застывающей нефтью после повышения температуры ПЗП [83] (выпадение асфальто-смолистых веществ (АСВ), парафинов, кристаллов солей).