Химические методы повышения нефтеотдачи пластов (СПС, ВДС, ЭСС, ПАВ, кислотные). Достоинства и недостатки, геолого-промысловые условия применения.

Date: 2015-10-07; view: 605.

Геолого-промысловые факторы, опред-ие установление технологич-го режима работы свк-ны. Установление режима работы нефт. Добыв-их СКВ-н, основные факторы, используемые для опред-ия способа экспл-ии.

Понятие о нефтяной залежи и распределение флюидов (В, Г, Н) в залежи.

Билет №4

З-ж – еденич скопление Н и Г, заполняющ ловушку пол-ю или частич. Г, Н и В распред-ся в ловушке в соответ-ии с плот-ю.Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гип­сометрическим положением (ВНК), (ГВК) и (ГНК.), высотой, раз­мерами неф, газ, вод-неф, газ-неф и газово­д зон, неф-газнасыщ толщиной пласта, велич нач и остаточной нефтенасыщ и газонасыщ пород-кол и их изменением по площади и разрезу; на­чальными пластовыми давлением и температурой. В зависи­мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на – нефтяные, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); - газовые, газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные. Выделяются следующие основные ти­пы залежей нефти и газа: пластовый-полож УВ опред кров и подош конкрет пл-кол-ра, движ пл флюида вдоль пласта. Массивный- полож УВ контрол-ся п-ми покрышки,движ флюида по вертик.; литологически огранич- тип распол-ся в участках выклин пл-кол. Стратиграфически огранич-формир з-жи было в пл-кол,срезан эрозией и стратигр-ки несогласно перекрыт непрониц слоями более мол возраста. тектонически экрани­р формир вдоль разрывных смещений, ослож-х строениелокал стр-р.

Тех. Режимы СКВ-н составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период (Рзаб, Рпл.), способ эксплуатации и оборудорание по каждой скважине. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели (мероприятия).

Главное при установлении технологич-го режима работы СКВ-н – обоснование норм отбора Н из каждой добывающей СКВ-ны. Нормы отбора бывают: технич-ие и технологич-ие.

Технич. Норма отбора – максим-но допустимый дебит по СКВ-не, если по той или иной причине он ограничен (н/р недостаточная производительность насоса, недопостимое снижение забойного давл. Ниже критического). Технич. Норма отбора обычно остаются постоянными долгое время и меняются только после проведения каких-либо ГТМ.

Технологич-ая норма отбора – максим-но возможный дебит СКВ-ны, величина которого не ограничивается технич-ми возможностями, а зависят от принятой проектным документом динамики добычи, продуктивности пластов, обводненности СКВ-ны и т.д. В технологич-их режимах на ряду с нормами отбора Н по СКВ-ам устанавливаются нормы отбора жид-ти, кот. Опред-ся с учетом обеспечения оптимальной динамики обвод-ти продукции по объекту раз-ки.

При поздней стадии разработки месторождений, имеющих сложное геолого-физическое строение, применение методов ПНП влияет на качественные показатели разработки, основными из которых являются снижение и стабилизация темпов роста обводненности. Основными методами, позволяющими регулировать темпы роста обводнения являются химические методов. В ТПП «КНГ» хим-ие методы ПНП применяются на Ватьеганском, Тевлинско-Русскинском, Южно-Ягунском, Восточно-Придорожном, Повховском и Кустовом месторождениях. Цель метода заключается в постановке экранов в высокопроницаемых промытых закачиваемой водой пропластках, перераспределении потоков с целью вытеснения остаточной нефти, а также ее доотмыв. Сущ-ют: гелеобразующие на основе полиакриламида (СПС, ВУС, ГОС), Осадкогелеобразующие (ВДПС, ВДС) Гелеобразующие на основе силиката натрия (СПГ) Эмульсионные (ЭСС, ВЭДС) Нефтеотмывающие (КПАС, КМЭ, Синол КМК БС) и интесифицирующие Комплексные ( СПС+КПАС, ВУС+КМЭ и т.д.)

Гелеобразующие применяются на нагнетательных СКВ-ах с приемистостью 300-700 м3/сут. Объем закачки от 400-600 м3. Время «жизни» геля 8-10 месяцев, после чего распадается.

Осадкообразующие технологии применяются на нагн-ых СКВ-ах с приемистостью более 700 м3/сут. В состав входят глинопорошок, древесная мука и ПАА. Данная технология позволяет закупорить сверхпроводящие каналы к добывающим скважинам. Минус техн-ии - закупоренные участки в дальнейшем не участвуют в процессе разработки.

Эмульсионные технологии применяются на нагнетательных СКВ-ах с приемистостью 150-400 м3/сут.

Нефтеотмывающие технологии, в состав которых входят различные ПАВ способствуют как увеличению приемистости скважин, так и доотмыву оставшейся в поровом пространстве пласта нефти.