3. Метод нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков

Суть метода нестационарного воздействия с изменением фильтрационных потоков заключается в искусственном создании в пласте нестационарного давления.

Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водо­нефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его переме­щения в других направлениях.

Промысловики называют его «полосканием пласта». Бывают кратковременные (15 сут) и долговременные (когда процесс останавливают только на зимнее время) воздействия. Этот метод эффективен в неоднородных пластах, особенно на первых этапах разработки. По исследованиям ТатНИПИ, увеличение коэф-та охвата заводнением после применения метода:

• для девона – 5%;

• бобриковский горизонт (неоднородность которого выше) – 16%;

• турнейский ярус – 21%;

• вирей-башкирский ярус – 45%;

После применения метода также отмечалось увеличение К_охв, увеличение дебита нефти и снижение дебита воды. Эмпирическим путём получены:

Оптимальная частота смены циклов:

Длительность периодов в цикле:

Где l – длина заводнённого участка,  – пьезопроводность.

Рабочая частота возрастает с увеличением пьезопроводности. По мере продвижения фронта вытеснения продолжительность циклов должна увеличиваться, а частота – уменьшаться.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приво­дит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.

4. Технология увелич. Нефтеотд. Пласта путём закачки теплоносителей. Разно­видности технологии.

Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти являются тепловые методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт используют широко доступные агенты - воду и воздух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов химических реагентов, необходимых для внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравнению с другими методами заключается в возможности достижения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений.

Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти.

Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор.

При закачке горячей воды в пласте можно выделить три основные зоны (рис.7.2). Размеры прогретой зоны зависят от объема прокачанной нагретой воды. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период.

Рис. 7.2. Схема распределения характерных зон, водонасыщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой: 1 – зона вытеснения нефти горячей водой; 2 – зона вытеснения водой при пластовой температуре; 3 – незаводненная зона..

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар. Степень сухости пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309⁰С, у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Пар нагнетают в пласт через паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

В пласте можно выделить четыре основные зоны (рис. 7.3), которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта.

Рис. 7.3. Схема вытеснения нефти паром

При нагнетании пара нагревание пласта в первую очередь происходит за счет скрытой теплоты парообразования. По мере движения по пласту степень сухости пара постепенно снижается до полной конденсации пара. Дальнейший прогрев пласта и насыщающих его жидкостей происходит за счет теплоты горячей воды, что сопровождается снижением его температуры по мере удаления от скважины до начальной температуры пласта.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

Тепловое воздействие на ПЗС может быть осуществлено путем электропрогрева или закачки пара.

За счет применения электронагревателей ввиду их малой мощности не удается нагревать пласт на значительные расстояния. Поэтому этот метод эффективен лишь для удаления АСПО из стенок насосно-компрессорных труб.

Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в нефтяной пласт через добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. Механизм повышения нефтеотдачи при тепловой обработке основан на тех же явлениях, которые действуют при площадной закачке пара в пласт.

При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне добывающих скважин, наряду со снижением вязкости нефти повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

Технология пароциклического воздействия на пласт состоит из 3х этапов.

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух - трех недель закачивается пар в объеме 30 - 100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение двух - трех недель. За этот период происходит прогрев призабойной зоны и перераспределение нефти и воды в пористой среде под действием гидродинамических и капиллярных сил. Чем меньше пластовой энергии, тем меньше должна быть продолжительность этапа выдержки, чтобы эффективно использовать давление пара для добычи.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при этом скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита. В процессе эксплуатации скважин их дебиты постепенно уменьшаются. На этапе отбора продукции продолжается дальнейшая конденсация пара и снижение температуры нагретой зоны. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятого паром, возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. После окончания эффекта паротепловую обработку повторяют.