3. Термические методы увеличения нефтеотдачи.
Вытеснение нефти из пласта горячей водой и паром - Горячую воду и пар (иначе теплоносители) получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием.
Метод тепловых оторочек - в пласте создается нагретая область (тепловая оторочка), которая перемещается от нагнетательной скважины к добывающим под воздействием закачки в пласт холодной воды.
Пароциклическая обработка добывающих скважин - в добывающую скважину в течение 15-20 суток закачивают пар в объеме 300-100т на 1м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 10-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из низкопроницаемыхпропластков (НП). Далее скважину эксплуатируют до достижения предельного рентабельного дебита в течение 2-3 месяцев. Полный цикл длится 3-5месяцев. Обычно проводят 5-8 циклов за 3-4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого цикла.
Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения - Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Различают:
Сухое - При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения.
Влажное - закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева.
Метод термогазового воздействия - как и при внутрипластовом горении продукты окисления азот, двуокись углерода, а также легкие фракции нефти являются вытесняющим газовым агентом, смешивающимся с нефтью, и обеспечивают увеличение ее подвижности.
Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи- – изменение реологических свойств закачиваемых жидкостей.
Билет №58.
1. Регулирование работы фонтанных скважин.
С целью установления рационального режима работы фонтанной скважины проводят ее исследование при работе на нескольких стационарных режимах; частьинформации используется для построения индикаторной диаграммы. Экспериментальное изучение изменения основных показателей работы добывающей скважины в зависимости от противодавления на устье скважины (режимов скважины и призабойной зоны) позволяет построить так называемые регулировочные кривые. Измеряемыми параметрами в данном случае являются:
— дебит скважины Q, (м7сут, т/сут);
— забойное (пластовое) давление Р^(РШ), МПа;
— проходной диаметр штуцера dm, мм;
— давление на устье скважины Ру, МПа;
— давление в затрубном пространстве Рэ а | р, МПа;
— газовый фактор Go, (м3/м3, м7т);
— обводненность продукции В, (%, д.ед.);
— содержание механических примесей (песка) в продукции М,
(кг/м3, кг/т);
— содержание парафина (смол, асфальтов) П, (кг/м3, кг/т);
а также другие характеристики продукции (плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды и т.п.). Кроме того, в процессе этих исследований зачастую фиксируют на каждом режиме работы скважины: кривые распределения давления и температуры по длине скважины; профили притока; производят отбор проб продукции с
разных глубин и т.п.
Графические зависимости вышеприведенных параметров от диаметра штуцера называются регулировочными кривыми. Данные кривые являются объективным фундаментом для установления рациональной технологической нормы отбора жидкости из скважины и наиболее выгодного режима ее работы.
При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями:
— забойное давление Рзаб, как правило, не должно быть ниже давления насыщения Рнас
— минимизация количества выносимого песка из призабойной зоны с целью предотвращения ее интенсивного разрушения и потери герметичности заколонного пространства (между стенкой скважины и цементным стаканом);
— предотвращение интенсивного обводнения продукции при безусловном ненакоплении воды в интервале ≪забой—башмак фонтанного подъемника≫;
— предотвращение возможного смятия обсадной колонны в нижней части скважины;
— исключение, по возможности, условий отложения парафина (смол, асфальтенов) и солей как в скважине, так и в призабойной зоне;
— исключение условий фонтанирования скважины по затрубному пространству с возможностью перехода работы скважины в пульсирующий режим (с явлением пульсации), а также образования гидратных (парафиногидратных) пробок;
— дренирование по всей работающей толщине пласта;
На конкретных объектах разработки должны учитываться и специфические особенности, связанные не только с состоянием разработки, но и с особыми свойствами пластовых флюидов и коллекторов.Контроль за установленным режимом работы фонтанной скважины осуществляется по ее дебиту, а также по значениям устьевого и затрубного давлений.