Газовые методы ПНП, микробиологические и волновые методы

Для нагнетания в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи раньше использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследствие многих отрицательных последствий (окисление нефти, увеличение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других растворителей, возникает новая и не менее трудная проблема извлечения из недр застревающего в порах пласта дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.

В настоящее время ограничились применением углеводородного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа – 15 – 20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.

Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать:

· углы падения пластов: при углах более 15⁰ закачка газа в сводовую часть, при меньших – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);

· глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты, а при большой глубине требуется очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;

· однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;

· гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.

Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность процесса вытеснения и увеличивают энергетические затраты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа.

Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи. Коэффициент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте свободного газа на величину предельной газонасыщенности (10 – 15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25 – 75%). Продолжительность циклов по закачке одного из агентов составляет 10 – 30 суток. Совместная закачка трудноосуществима по техническим причинам (выпадение гидратов, попадание газов в водоводы и т. д.).

Термические методы ПНП, критерии их применимости. Классификация термических методов.

Первые обстоятельные исследования в промысловых условиях по вытеснению нефти из пористой среды паром проводились С. Стоваллом. В многократных лабораторных опытах, проводимых в 1926 – 1931 гг. на моделях пористой среды нефтяного песчаника, Стоваллу удалось довести с помощью пара вытеснение нефти до 98%. Эти исследования явились базой для промыслового опыта по вытеснению нефти из пласта паром, который проводился в 1932 – 1934 гг. Несмотря на то, что проведенные исследования экономически не окупили себя, они все же имели большое значение: впервые в промысловых условиях была установлена возможность извлечения нефти с помощью пара.

Первые попытки теплового воздействия на нефтяной пласт в СССР были сделаны А.Б. Шейнманом и К.К. Дубровая. В 1934 г. на специально подготовленном участке нефтяного пласта на Ширванском месторождении они попытались осуществить газификацию нефтяного пласта путем зажигания нефти в залежи.

Важным моментом начала промышленного освоения термических методов добычи нефти считается 1965 г. В этом году начались широкие промысловые работы по паротепловому воздействию на пласт на месторождениях Зыбза и Южно-Карское, а в 1967 г. впервые в опытно-промышленных масштабах было успешно осуществлено внутрипластовое горение на месторождении Павлова Гора (майкопские отложения).

Полученные результаты по применению высокотемпературных теплоносителей для разработки нефтяных месторождений позволили в кратчайший срок распространить этот опыт на месторождениях Сахалина, Азербайджана, Коми АССР и др.

Для повышения нефтеотдачи, несомненно, целесообразно увеличивать температуру всего нефтеносного пласта. Этот вывод можно сделать, анализируя влияние теплового воздействия на физические свойства жидкостей в местах их залегания (воздействие на динамическую вязкость, плотность, на межфазное взаимодействие).

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности.

Различают следующие разновидности тепловых методов:

· теплофизические – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин);

· термохимические – внутрипластовое горение.

Выделяют три группы термических способов в зависимости от места воздействия: 1) на призабойную зону пласта; 2) на пласт в целом; 3) в стволе скважины.

Группы ТС различаются целью теплового воздействия, величиной зоны термообработки и характером применяемой аппаратуры.

Воздействие на призабойную зону осуществляется:

1. устьевыми нагревательными устройствами;

2. глубинными нагревательными устройствами;

3. тепловой обработкой в комбинировании с другими средствами интенсификации.

Для передачи тепла на забой используются различные агенты – теплоносители (вода, нефть, пар, газ) и энергетические источники.

Воздействие на пласт в целом в зависимости от рода источника тепла возможно двух видов.

К первым относят закачку в пласт нагретых агентов – теплоносителей (газ, вода, пар).

Ко второй подгруппе относятся ТС с использование подземных источников энергии и топлива (частичного сжигания нефти и угля в пласте, термальных вод, естественного тепла глубинных зон земной коры).

Дата добавления: 2015-07-13