Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пласта

Полим заводнение При заводнении пластов различн подвижнось Н и В ухудшает вытеснение. При высокой вязкости Н возникает вязкостная неустойчивость,кот приводит к резкому уменьш охвата пласта заводнением и снижению нефтеотдачи. Неоднородность пластов усиливает неравномерность вытеснения. Для снижения подвижности воды используют загустители в кач кот применяются высокомолекулярные водорастворимые полимеры. Одним из важнейших св-в полимеров-их адсорбция на пов-ти породы пористой среды. В рез-те адсорбции изменяется размер и форма фильтрации каналов. Это и приводит к сниж водопроницаемости.

ПАВ Действие ПАВ основано на их адсорбции на поверхностях, что приводит к изменению молекулярно-поверхностных свойств породы, пласт воды и Н

Действие ПАВ 1.вытеснение Н с поверхности породы2.Сниж межфазного натяж на границе Н-В

Суть действия: Н в пленочной форме обладает повышенным сопротивлением течению. Это обусл малой толщиной пленки. Это вызвано резко повышенной вязкостью. Образование пленочной Н связано с адсорбцией на ТВ пов-ти ПАВ,раств-х в Н. Происходит вытеснение с твердой поверхности пленочной Н и если не происходит ее разрыва водой то вытеснение осуществляется за счет уменьшения толщины пленки(отрыв от пленочной поверхности частиц Н). Отмытые от твердой пов-ти пленки Н продвиг-ся по пласту по действием градиента р. Чем < диаметр капли,тем с большей скоростью она продвигается в поровом пространстве. Для полного вытеснения капель своб-х капель Н водой и для ускорения целесообр увеличить поверхностное натяжение на границе с жидкостью.

Роль ПАВ – в процессе вытеснения заключ в изменении величины и характера капил сил вследствии изменении условий смачиваемости и значений межфазных натяжений в системе В-Н-порода. В следствии адсорбции фронт ПАВ будет отставать от фронта вытеснения. Перед фронтом ПАВ будет образовываться слой воды,потерявшей свои высокие отмывающие способности и со t величина этого слоя будет расти а фронт исходной концентрации все > отставать от фронта вытеснения.

Технологий ПАВ:1.Закачка раствором большого объема с низкой концентрацией ПАВ в виде оторочек.2.Закачка р-ра в пласт, содерж-го низкую концентрацию в виде мицелл раствора.3.Закачка ПАВ малого объема с высокой концентрацией до 10 %Растворы ПАВ чувствительны к Т и минерализации водДля предохранения созданной оторочки р-ра ПАВ м\у ней и закачивающим в последующем в пласт водой создается оторочка буферной жидкости. Это защищенная полимерами вода

Применение мицеллярных растворов ПАВ характеризуется 2 особенностями:1.поверхностной активностью2.способностью образовывать мицеллы

Мицеллы-это сферический агрегат из молекул ПАВ содержащий 20-100 молекул

Если концентрация ПАВ > критич то молекулы образ мицеллы

В результате увеличения концентрации ПАВ-растворителя достигается молекулярная растворимость. Смесь содержания мицеллы можно охарактеризовать как микро-эмульсию.

Главная способность мицелл растворов-это самопроизвольное растворении веществ в обычных условиях не растворимых в данном растворителе. Например Н становится растовримой в мицелл системе вода-ПАВ.

Механизм растоврения -микроскопические капельки Н смещаются в центр мицелл,образуя разбухшие мицеллы. Внешняя фаза-вода.

В состав мицелл растовров входит: 1.вода 2.ПАВ 3.УВ соединение 4.электролит 5.спирт

На устойчивость мицелл растовра влияние оказывают соли. При содержании в воде NaCl>15 г\литр мицелл растворы не устойчивы и превр в водонефтяные эмульсии

С увелич T устойчивость мицелл растворов падает, если T>70градусов то р-р не устойчив и находится в двухфазном состоянии

Параметр	Поли	ПАВ	Мице
Вязкость	5-100		<15
Нефтенасыщ	>50	>50	>25
Пласт T	<70	<70	<70
Минерализ п	До 20	До 20

15. Газовые методы УВ+СО₂

Методы вытеснения нефти СО₂ и углеводородными газами повышают коэффициент вытеснения нефти.

При вытеснении нефти СО₂ в зависимости от конкретных условий могут быть реализованы различные схемы воздействия:

1 схема: вытеснение нефти газообразным (СО₂);

2 схема: вытеснение нефти сжиженным СО₂;

3 схема: вытеснение нефти со смешиванием;

4 схема: вытеснение нефти карбонизированной водой.

Выделяются следующие способы закачки СО₂:

1 способ – непрерывная закачка СО₂.

2 способ – закачка оторочки (небольшой объем (порции) закачивают и проталкивают) и последующее проталкивание ее водой.

3 способ – закачка оторочки СО₂ с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа.

4 способ – чередующаяся закачка СО₂ и воды.

УВ. При закачке углеводородных газов используют:

1. использование газа добываемого из газовой шапки разрабатываемого или с соседнего месторождения;

2. использование природного газа отбираемого из системы газоснабжения, например из магистрального газопровода;

3. использование попутного газа из месторождения.

На практике используют газы 3 типов:

1. сухой углеводородный газ – газ который состоит на 98% метана;

2. жирный или обогащенный газ – 50% состоит из гомологов метана (этан, пропан и т.д.);

3. углеводородные растворители – сжиженный газ (пропан, бутан).

1. Сухой углеводородный газ закачивается в пласты насыщенные легкой нефтью с большим содержанием промежуточных компонентов.

Процесс закачки сухого газа называют вытеснение газом высокого давления (давление нагнетания 25÷40 МПа).

При закачке газа высокого давления, т.е. сухого газа пластовая нефть должна быть недонасыщена газом и иметь значительную концентрацию углеводородных фракций от этана до гексана (от С₂ до С₆).

Распределение составов в пласте при закачке сухого углеводородного газа:

в 1 зоне пласта примыкающей к нагнетательной скважине содержится в основном сухой газ, далее располагается газонефтяная зона, т.е. имеется и газовая и жидкостная зона.

Затем идет критическая зона однофазной смеси, которая при дальнейшем продвижении смешивается с нефтью в любых пропорциях, образуя жидкостную зону. На этом переходная зона заканчивается. Далее следует область фильтрации пластовой нефти.

2.При закачке жирного или обогащенного газа смешивание происходит при меньших давлениях. Нагнетать газ можно в пласты залегающие на большой глубине (не менее чем 1500 м) с толщиной пласта до 15÷20 м. При вытеснении обогащенным газом закачиваемый газ должен содержать значительное количество фракций от С₂ до С₆ (от этана до гексана).

При вытеснении нефти обогащенным газом коэффициент охвата ниже, чем при вытеснении газом высокого давления и менее благоприятно соотношение подвижных фаз.

Оторочки обогащенного газа разрушаются вследствие неоднородности пласта, гравитации и вязкостной неустойчивости.

Закачка обогащенного газа реализуется при более низких давлениях нагнетания и для более широкого диапозона состава пластовой нефти.

Метод закачки углеводородных газов или жидкости основан на обеспечении процессов взаиморастворимости вытесняющей среды и пластовой нефти.

3.Вытеснение нефти углеводородными растворителями используется совместно с другими методами. Оно основано на последовательной закачке в пласт углеводородного растворителя и сухого газа. В качестве углеводородного растворителя служит сжиженный нефтяной газ, состоящий в основном из пропана и бутана. Эффективность метода достигается тем, что пропан-бутановая фракция хорошо смешивается не только с пластовой нефтью но и с вытесняющим сухим водородным газом, при сравнительно невысоких пластовых давлениях.

Критическое давление системы растворитель-сухой газ не превышает 10÷11 МПа, при этом в реальных условиях зона смешивания пластовая нефть-растворитель находится в области более низких давлений, чем зона растворитель-сухой газ.

Следовательно, метод смешивающегося вытеснения оторочки углеводородного растворителя можно реализовать при давлении нагнетания в пласт 10÷11 МПа.

Дата добавления: 2015-08-09