3. Химические методы повышения нефтеотдачи пластов (спс, вдс, эсс, пав, кислотные). Достоинства и недостатки, геолого-промысловые условия применения.

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. 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.

Билет №5.

1. Типы залежей. Химич-ий состав н и его влияние на св-ва н.

Залеж – единич 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. Выделяются следующие основные ти­пы залежей ниг:

1)Пластовый-полож УВ опред кров и подош конкрет пл-кол-ра, движ пл флюида вдоль пласта.

2)Массивный- полож УВ контрол-ся п-ми покрышки,движ флюида по вертик.;

3) Литологически огранич- тип распол-ся в участках выклин пл-кол.

4)Стратиграфически огранич-формир з-жи было в пл-кол,срезан эрозией и стратигр-ки несогласно перекрыт непрониц слоями более мол возраста.

5)Тектонически экрани­р формир вдоль разрывных смещений, ослож-х строениелокал стр-р.

ХИМ СОСТАВ Н.

Углерод 83-87%,водород 12-14%, есть сера,азот и кислород. Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина. Нефти содержат до 5—6 % серы. По содержанию серы нефти делятся на:малосернистые (содержание серы не более 0,5%);сернистые (0,5—2,0%);высокосернистые (более 2,0%).

По содержанию смол нефти подразделяются на:

• малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);смолистые (18—35 %);

• высокосмолистые (свыше 35%).

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:- малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе; парафинистые— 1,5—6,0 % ;- высокопарафинистые — более 6 %

В Когал регионе нефть: сера в Юпластах 0.4-0.7%, от массы Н,в друг пл 0.7-1.1%. Парафин 1.5-3%. Смолы 5-12%. Асвальтены 0.5-4%. В ВНК содерж АСПВ больше.

2. Способы эксплуатации скважин. Оборудования, применяемые при различных способах эксплуатации в Когым-ом регионе.

Добывающие скважины, имеющие фонтанное , насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти .

При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых ( ШГН ) или погружных ( ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагн-ые СКВ-ны предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

В Когалымском регионе применяются фонтанный (редко), насосный способ эксплуатации.