Анализ методов повышения извлечения нефти

Из основных проблем нефтегазодобычи является повыщения нефтеотдачи. Для повышения нефтегазотдачи применяется первичные, вторичные и третычные методы добычи. Сегодняняя время в основном применяется первичные и вторичные методы. Первичные методы используют только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20–30 %.

Вторичные методы связаны с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и природного газа, КИН составляет 30–50 %.

Третичные методы добычи позволяют интенсифицировать приток нефти и обеспечить повышение нефтеотдачи (рост коэффициента извлечения нефти) месторождения до 30- 60 %.

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии - 33-37%, в странах СНГ и России - до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.

Известно, что будущее любой страны невозможно представить без запасов энергоресурсов. Поэтому с первых лет после обретения нашей Республикой независимости поиск и запуск новых месторождений нефти и газа был определен в качестве одной из приоритетных задач. Но запасы нефти на любом нефтяном месторождении ограничены. В результате длительной добычи нефти количество нефти на месторождениях уменьшается, а количество воды увеличивается. В результате объемная доля воды в добываемой из скважин нефтяной жидкости увеличивается до 90-95%, а объемная доля нефти снижается до 10-5%.

Из-за стоимости разделения и очистки воды и нефти многие скважины экономически нецелесообразны, несмотря на достаточное количество нефти. На данный момент вышеописанная ситуация наблюдается на наших нефтяных скважинах, находящихся в эксплуатации более 25-30 лет. Нефть есть, нужно только найти экономичные способы ее добычи. Для увеличения доли нефти используются различные методы за счет перекрытия водотоков в продуктивном пласте нефтяных скважин. Одним из них является использование гидрогелей.

Был проведен ряд практических экспериментов по перекрытию водного пути в слое с помощью гидрогелей. Во-первых, среда жидкости, выходящей из нефтяных месторождений, количество нефти и воды, химический состав и пропорции растворенных минеральных солей, а также физико-химические параметры, такие как давление, температура, пористость и проницаемость подземных пород. в каждой нефтяной скважине были определены и изучены. В результате исследований установлено, что средние физико-химические параметры нефтяных скважин и выходящей из них жидкости следующие.

• - pH находится в пределах 6-8;

• -    масло до 3-10%;

• -    вода до 90-97%;

• -    температура под землей до 50-1500С;

• -    подземное давление 50-80 атм;

• -    внешнее давление 200-360 атм;

• -    пористость 0,1-3 мм;

• - проводимость 80-110 атм при испытании водой. до того как;

• -    тип и количество минеральных солей во флюидах, полученных из разных скважин, резко отличаются друг от друга.

Были синтезированы гидрогели, отвечающие следующим требованиям.

Во-первых, на него не влияет масло.

Поглощение воды смесью масла и воды (поверхность HYDROGEL не может быть покрыта маслом).

Не гидролизуется в диапазоне pH 6-8.

Не теряет форму и твердость после отжига при температуре до 1500 С.

200-360 атм. не теряет своих свойств под давлением и высокой температурой, водой побеждать

Реверс 50-80 атм внутри скважины. не отделяется от почвы под давлением и не присоединяется к маслу (липкость).

Размер частиц ГИДРОГЕЛЯ в твердом состоянии составляет 1,5-2 мм. не превышать

Главное, чтобы минеральные соли могли поглощать воду в чрезвычайно высоких концентрациях и как можно меньше гидролизоваться.

Это очень важно для обеспечения оптимального уровня набухания синтезируемых гидрогелей при высокой концентрации солей.

Созданы и испытаны на нефтяных месторождениях типы гидрогелей, отвечающие вышеуказанным требованиям.

Синтезированные гидрогели были испытаны сначала в лаборатории, а затем на 38-й нефтяной скважине месторождения Гарбия Тошли, принадлежащей УШК «Шуртнефтегаз».

Гидрогель работает в нефтяных скважинах по следующему механизму.

В результате по окончании опытно-промышленной работы было отмечено, что количество жидкого продукта, извлеченного из скважины за 1 сутки, будет следующим (табл. 1). Количество воды уменьшилось с 5,4 м3 до 4,1 м3, ее доля уменьшилась с 90 % до 85,5 %, суточное количество нефти увеличилось с 0,6 м3 до 0,7 м3, ее доля увеличилась с 10 % до 14,5 %.

На основании полученных результатов был сделан следующий вывод.

С целью герметизации водотока в продуктивном пласте нефтяных скважин и увеличения количества и процентного содержания нефти использование гидрогеля производства сотрудников ТКТИТИ принесло экономические результаты.