Проектування заходів з підвищення коефіцієнта нафтовилучення.

4.1 Характеристика методів підвищення коефіцієнта нафтовилучення дла різних умов розробки покладу та характеристик вуглеводневої суміші.

Однією з основних умов раціональної розробки нафтових родовищ є найбільш повне вилучення нафти з надр. Показником ступеня використання запасів нафти є коефіцієнт нафтовіддачі Кн.

Серед методів підвищення нафтовіддачі, що характеризуються якісно більш ефективними процесами, ніж традиційний метод заводнення, можна назвати витіснення нафти міцелярними розчинами, двоокисом вуглецю, парою, за допомогою внутрішньопластового горіння.

При розробці нафтових родовищ новими методами в пластах відбуваються дуже складні процеси і явища: адсорбція і десорбція хімічних реагентів, руйнування структури розчинів і складних молекул, фазові переходи, дифузія, дистиляція, хімічні реакції та перетворення речовин, відкладення солей, капілярні процеси, окислення нафти і т д. . Ці процеси і явища визначають особливості механізму вилучення нафти й ефективність показників, що досягаються методами підвищення нафтовіддачі.

Намагання кваліфікованого підходу до вивчення і застосування на практиці методів підвищення нафтовіддачі вимагає їх певної класифікації. Якщо виходити із положення, що найбільш широко відомі на сьогодні методи підвищення нафтовіддачі пластів базуються на заводненні (вода – основний компонент всіх робочих агентів) і застосовуються після або разом з ним, то за своїм призначенням і способом дії їх можна класифікувати, як дію на нафту, що залишилась у пласті в макро- і мікромасштабі. У першому випадку досягають мети головним чином завдяки зниженню в’язкості і збільшенню об’єму нафти, а також збільшенню в’язкості м агента, що її витісняє. В другому випадку домагаються зниження міжфазного натягу у, гідрофілізації поверхні колектора та підвищення фазової проникності Кф.н для нафти і її зниження для води.

За характером дії робочих агентів класифікацію відомих методів збільшення нафтовіддачі можна подати у вигляді схеми (рис.4.1).

Газові агенти | Азот | Хімічні агенти | Емульсії | Теплові агенти | Сухе горіння

Газ димовий | Нафтові міцелярні розчини | Вологе горіння

Двоокис вуглецю | Водні міцелярні розчини | Пароциклічна дія

Газ високого тиску | Полімери | Суха пара

Луги | Волога пара

Газ і вода | ПАР | Гарача вода

Заводнення

Технологія | Циклічна дія | Система розробки | Розміщення свердловин

Тиск нагнітання | Об’єкти розробки

Зміна потоків |

Розкриття пластів

Експлуатація свердловин

Рис. 4.1 Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пластів

4.2 Вибір методу підвищення коефіцієнта нафтовилучення покладу

Вибір методу підвищення нафтовіддачі конкретного об’єкта розробки починається з вивчення його геологічних умов. Особлива увага приділяється властивостям пластових нафт (вязкість, пластова температура, густина тощо), які відіграють вирішальну роль в призначенні того чи іншого методу підвищення нафтовіддачі.

Важливими параметрами для вибору методу підвищення нафтовіддачі є

глибина залягання об’єкта розробки і його товщина, степінь його неоднорідності, хімічні і фізичні властивості насичених рідин, теплофізичні характеристики пласта. Середньоменілітовий поклад залягає на порівняно невеликій глибині. Це дає можливість говорити про невеликі втрати тиску при закачуванні реагентів. Не менш важливим при виборі методу підвищення нафтовіддачі є стан розробки пласта на момент запровадження методу. Тому вибору методу повинно передувати детальне вивчення особливостей розробки родовища з повним вивченням його режиму і виробки запасів по ділянках і прошарках. Якщо на основі вивчення геолого-фізичних параметрів і стану розробки не вдається вибрати єдиний метод, то застосовують порівнювальні розрахунки технічних і техніко-економічних показників, при аналізі результатів яких робиться висновок про найбільш прийнятний метод. В деяких випадках рекомендують проведення дослідно-промислових робіт за двома методами на одному об’єкті.

На нашому покладі ми спробуємо використати фізико-хімічний метод підвищення нафтовіддачі – застосування ПАР. Метоб базується на здатності ПАР після розчинення їх у воді знижувати міжфазний натяг на межі розділу нафта-вода, змінювати змочуваність у системі нафта-вода-поверхня породи і властивості адсорбційних шарів, що утворюються на межі розділу нафта-вода і нафта-поверхня породи. При цьому використовуються розведені розчини неіоногенних ПАР і, зокрема, розчини оксіетильованих алкілфенолів, жирних кислот або спиртів, продуктів конденсації окислу етилену й окислу пропілену.

Міжфазний натяг на межі розділу нафти і водних розчинів ПАР цього типу при концентрації їх в розчинах 0,05 – 0,5 % знижується від 25 – 45 до 4 – 7 мН/м.

Однією з важливих властивостей ПАР, що визначають їх малу ефективність при витісненні нафти, є здатність адсорбуватися на межах розподілу фаз. Внаслідок цього відбувається відставання фронту розчину ПАР із робочою концентрацією від фронту витіснення, так що розчин ПАР діє фактично на нерухому залишкову нафту. Пам’яаючи про те, що при вказаному вище (або навіть меншому) міжфазному натягу розчин ПАР не може перевести залишкову нафту в рухомий стан, не слід очікувати суттєвого впливу розчинів цих ПАР на коефіцієнт витіснення нафти в однорідному пласті. Проте в неоднорідному колекторі, в якому можуть виявитись цілики нафти, що були обминуті водою, зниження міжфазного натягу може сприяти витісненню з них нафти.

Водні розчини ПАР концентрацією 0,05 – 0,1 % при початковій нафтонасиченості пластів можуть витісняти до 5 – 7 % нафти. Витіснення нафти розчинами ПАР такої ж концентрації з пластів, в які вже здійснювалось нагнітання води, знижує ефективність їх застосування; із повністю промитих водою моделей пласта вдавалось витіснити лише до 2 % нафти.

Негативно впливають на ефективність витіснення нафти розчинами ПАР високі температури і підвищений вміст солей лужно-земельних елементів.

4.3 Проектування вибраного методу підвищення коефіцієнта нафтовилучення покладу. Визначення додаткового видобутку нафти і нафтового газу

Для підвищення коефіцієнта нафтовилучення спробуємо здійснити в пласт закачку розчину поверхнево-активних речовин – пінолу, виробництва фірми “Барва”, концентрацією 0,05%.

Вихідні дані:

довжина покладу L =1800 м;

ширина