Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 53
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Увеличение обводненности нефти увеличивает интенсивность выпадения твердой фазы. При температуре 100—120 °С происходит выпаривание воды, которая в основном определяет подвижность эмульсии.
После тепловых обработок на освободившейся от отложений фильтрационной поверхности пор призабойной зоны начинают интенсивно откладываться парафиновые компоненты нефти до наступления равновесия между взвешенной и осевшей твердой фазами. Экспериментальными исследованиями показано также [72], что смолообразование при нагревании углеводородной части нефти в пористой среде идет столь же эффективно, как и в кислородной, в том случае, если в углеводородах в заметных количествах присутствует сера. Такое явление может возникнуть и при различных тепловых методах обработки ПЗП на месторождениях с сернистой нефтью.
Эти нежелательные эффекты могут устраняться при комплексном использовании тепловых методов с химическими обработками ПЗП скважин. Например, эффективность тепловых методов повышается при сочетании тепловых методов с обработкой растворителем. При добавлении к нефти растворителя увеличивается коэффициент вытеснения нефти водяным паром [75].
4. Физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта
Наиболее широко химические реагенты используются в собственно химических методах воздействия: кислотных обработках, обработках ПЗП растворами ПАВ и ПАА, мицеллярными растворами, растворителями. В табл. 1 приведены некоторые составы, используемые для обработки призабойных зон (ОПЗ),
Кислотные обработки применяются в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе их освоения, для увеличения производительности (приемистости) скважин, для очистки призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды. В качестве базовых химических реагентов используют соляную и плавиковую кислоты, а также уксусную, сульфаминовую, серную кислоту, смеси органических (оксидат) и неорганических (глинокислота НС1 + + HF) кислот.
Широкое использование кислотных обработок началось в 50-е годы для освоения и увеличения приемистости девонских нагнетательных скважин в Башкирии и Татарии [31, 84].
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.
1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:
1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт вещество через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих глав настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти. Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы от дельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях. Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего
месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев. Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.
В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта. Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно
проникает вода, вытесняя нефть. В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта. Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими. Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами
Нефтесервис зима 2008. "Технология плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения извлекаемости нефти" (стр. 52)
Основой технологии является электрический разряд в жидкости через калиброванный металлический проводник (проволока). Образуется плазменный канал, а сам проводник превращается в пар с высокой плотностью, температурой и высоким давлением, представляя собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью. При взрыве проводника в жидкой среде в полости скважины максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.
Ударная волна, выходя через перфорационные отверстия в зону проникновения в упругую среду, вызывает ее движение, быстро затухает, превращаясь в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.
Многократное повторение плазменного импульса в заданных точках рабочего интервала формирует широкополосный сигнал от 1 до 12 000 Гц с одновременным выделением значительного количества направленной энергии, которая комплексно нелинейно воздействует как на призабойную, так и удаленную зону пласта. Происходит многократное направленное термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на продуктивный пласт. В результате происходит декольматация призабойной зоны, очистка трещин и каналов от солей, твердых частиц, ароматических углеводородов, улучшается проницаемость контура питания скважины, в работу включаются ранее не промытые целики нефти, происходят другие благоприятные условия для односторонней миграции газожидкостной среды из зоны высокого давления в зону пониженного давления. Одновременно за счет резонансного эффекта (совпадение частоты сигнала с частотой продуктивного пласта) происходит перераспределение двухфазной жидкости (нефть/газ – вода) по вертикали.
Технология ПИВ универсальна, успешно применяется на всех этапах эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин, в частности:
-
на стадии освоения – для вызова притока жидкости и быстрого вывода добывающей скважины на режим эксплуатации; -
на месторождениях поздней стадии разработки – на высокообводненных скважинах (более 75 %) в реальных геологических условиях без добавок в скважину химических реагентов, с целью повышения их дебита; -
на нагнетательных скважинах – с целью увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости.
Одной из основных особенностей технологии ПИВ является то, что при обработке одной скважины положительным дебитом откликаются соседние, связанные профилем фильтрации скважины, как правило, за счет снижения их обводненности.
В условиях, когда более 50 % разведанных запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, использование технологии ПИВ позволит дополнительно извлечь 10-15 % нефти.
Разрабатывая технологию ПИВ, наши ученые и специалисты рассматривали продуктивные пласты и в целом залежь с точки зрения нелинейных систем и неравновесных сред, «когда маленькие импульсы создают большие последствия». К нелинейным системам относятся системы со значительным энергосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительной амплитудой.
Учитывалась сложность процессов, происходящих в термобарических условиях пласта, а именно: двухфазные системы обладают высокой сжимаемостью, нелинейностью, при этом движение двухфазных систем сопровождается процессами межфазного тепломассообмена. Модель распространения возмущений в двухфазных средах рассматривалась с точки зрения основных закономерностей гидрогазодинамических течений. При этом обращалось внимание на особенности формирования газовых и нефтяных залежей, которое происходит в основном под действием гравитационных (по вертикали) и напорных (по горизонтали) сил с перемещением значительных масс нефти, газа и пластовой воды. Распределение давления в залежи по вертикали зависит от плотности находящегося в гравитационном поле Земли, заполняющего поры флюида в термобараческих условиях пласта.[1]
Пластовые флюиды движутся во взаимопротивоположных направлениях до появления равновесия или баланса этих сил в залежи, заполненных как однофазными (газ, нефть) флюидами, так и двухфазными, возникающими на контактах между газом, нефтью и водой, с образованием переходных зон.
Упругие свойства продуктивных пластов хорошо известны, характеризуются модулем объемной упругости и зависят от минералогического состава, структуры, глубины залегания, хорошо сжимаемой газожидкостной среды, заполняющей поровые каналы, температуры и частоты прилагаемой нагрузки.
Плазменно-импульсное воздействие возбуждает колебательную систему в широком диапазоне и создает весьма сложную упруго-волновую картину. В частности, в переходных зонах на разделе жидкостей с разными плотностями появляются динамические волны, существование которых обусловлено