ФНГ / РЭНГМ / Классификация МУН пластов.
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 23:03)
Классификация МУН пластов.
Существует значительное число публикаций по этому вопросу. Основные принципы классификации методов повышения нефтеотдачи формируются следующим образом по стадии применения, по виду вытесняющих агентов ( процессов), по механизму действия (цели применения) и другие менее употребляемые. Классификация МУН по стадии разработки По стадии применения методы чаще всего классифицируют в зависимо-сти механизма вытеснения нефти – первичный, вторичный, третичный и последующие – четвертичный и так далее. В этом случае к первичному механизму относят тот, который основан на природной энергии пласта. Она включает в себя: - энергию растворённого газа и газовой шапки; - подпор краевых и подошвенных вод в зонах ВНК. - энергию гравитационных сил; - энергию упругости коллектора и содержащихся в нём флюидов. К методам вторичного воздействия (или вторичным методам), относятся те, которые основаны при вводе дополнительной энергии в виде нагнетания воды и углеводородного газа или их совместном применении. По всей видимости, к этим методам воздействия следует относить и метод, основанный на нагнетании нефти, возможно и более дешёвой (вязкой), в составе переменных отсрочек нефти и воды. Эти методы не вносят существенных изменений в физико–химико пластовых процессов. Таким образом, на долго третичных методов приходиться весь спектр технологии основанных на введение реагентов – жидких, газообразных, твердых (в виде депрессии), которые отличны от агентов природной энергии – воды и газов. При этом возможно как их прямое нагнетание в пласт, так и введение с агентами вторичных методов воздействия. В результате действия третичных методов происходят существенные изменения пластовых процессов: Физические – изменение плотности, вязкости, межфазного натяжения флюидов, а также изменения свойств породы пластов; Химические – реакции с породой пластовыми флюидами; Биохимические – генерация продуктов жизнедеятельности бактерий (метаболитов) и их реакции. Классификация МУН по виду вытесняющих агентов. Эти методы по классификации стадий применения относятся как к вто-ричным, так и третичным. Они подразделяются на группы, приведенные в таблице 4.2 (первый столбец). Таблица 4.2 Классификация МУН по виду вытесняющего агента (процесса) Процессы Вытесняющий агент Детализация агента Газовые Углеводородные газы, воздух, инертные газы, углекислый газ, газы горения. Азот Азот+углекислый газ Химические Кислоты Щелочи Полимеры ПАВ Соляная, серная, пла-виковая гидрооксид натрия, калия, органические, неорганические Микробиологические Биополимеры Продукты жизнедеятельности естественной пластовой мик-рофлоры Продукты жизнедеятельности интродуцированной пластовой микрофлоры Газы, кислоты, ПАВ, полимеры Тепловые Горячая вода; пар; продукты и процессы внутрипластового горения Сухое, влажное Физические Волновые Гидроразрыв пласта (ГРП) СВЧ, акустические, сейсмические Комбинированные Газ, раствор ПАВ Щелочь, полимер, ПАВ Кислотный ГРП Дипресия твердых частиц, раствор полимера Пена Соляная кислота Глина, полиакриломид Классификация МУН по механизму воздействия. Полнота процесса нефте-извлечения определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и пластовые флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе этот процесс принято количественно определять через коэффициент вытеснения (Кв), а в макромасштабе – коэффициента вытеснением (Кохв). Для более детального описания и количественной оценки могут вводится дополнительные коэффициенты, такие как коэффициенты сотки скважин (Ксет) и т.д. В общем случае результаты микромасштаба, т.е. коэффициент вытесне-ния (Кв), переносится на масштабы объекта разработки для определения коэффициента нефтеизвлечения (Кни) в соответствии с простым уравнение: которое может быть детализировано с учетом сетки скважин где α – коэффициент, характеризующий уменьшение нефтеизвлечения при разрежении сетки скважин, км-2; S – плотность сетки скважин, км-2/СКВ; Для оценки влияния МУН на эффективность извлечения нефти следует принять во внимание следующие основные параметры, определяющие этот процесс. 1. Пластовые условия (давление, температура) 2. Коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость свойств). 3. Взаимодействие между пластами и закачиваемыми флюидами (капиллярные силы, межфазное натяжение, адсорбция, диффузия, диспергирование, вязкостная неустойчивость при вытеснении, фазовые переходы, разделение фаз, гравитационные силы). 4. Взаимодействие флюидов с породой (минералогия, адсорбция, относи-тельная проницаемость, смачиваемость, насыщенность). 5. Вязкостные силы (градиент давления). 6. Геометрия коллектора и расположение скважины. В связи с большой сложностью и композиционностью пластовых про-цессов, точное количественное влияние какого-то отдельно взятого пара-метра на степень нефтеизвлечения оценить практически невозможно. Но при определении методов по целевому принципу можно выделить преимущественную направленность технологии К или на уровне охвата вытеснением (К ). В качестве крайних точек всего диапазона методов для иллюстрации могут быть представлены методы, основанные на применении дисперсий твёрдых частиц (глина в полимерно-дисперсной системе), осадкообразующие технологии - для увеличения охвата вытеснением, применение растворов водорастворимых НПАВ - для увеличения коэф-фициента вытеснения. В условиях поздней стадии разработки большая часть создаваемых и применяемых методов направлена на увеличение как К , так и К или одновременно, или последовательно. Примером может служить такие комбинированные технологии, как применение композиций на основе серной кислоты и дисперсий маслорастворимых НПАВ. |
|