Нефтеотдача пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Нефтеотдача пластов

1. Основные положения

Полноту извлечения нефти из пласта принято оценивать коэффициентом нефтеотдачи (КНО). В отраслевых документах часто используют другой показатель - коэффициент извлечения нефти (КИН). В том и другом случае, сравнивая количество добытой нефти с геологическими запасами любой залежи, КНО будет определяться как отношение извлеченной из недр нефти Qизв к цифре геологических запасов Qгз:

(8.1)

Возможен другой способ расчета КНО по величинам насыщенности:

(8.2)

где Sнн - начальная нефтенасыщенность;

Sнк - конечная (остаточная) нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки, участку или залежи в целом). Принципиальная разница состоит в том, что при моделировании процесса дренированию (вытеснения нефти, промывки, доотмывки) подвергается весь нефтенасыщенный объем, в случае залежи (пласта) за счет его литологической неоднородности часть нефтенасыщенного объема остается неохваченной процессом разработки. Отсюда введено понятие коэффициента охвата воздействием:

 (8.3)

где Vохв.пл.- объем пласта, вовлеченный в разработку (в процесс дренирования);

Vннпл. - полный нефтенасыщенный объем. В оценке КНО используется еще один коэффициент - коэффициент вытеснения нефти водой, который может быть рассчитан (определен по лабораторным данным) при условии полной промывки пласта, т.е. на момент отсутствия в получаемой из керна жидкости нефти. Его можно получить также по соотношениям объемов и насыщенностей:

(8.4)

где Qн - суммарное количество нефти, полученное из образца (керна) на момент полной промывки;

Qнн - начальное количество нефти в образце;

(8.5)

где Sнн и Sнк - соответственно начальная и конечная нефтенасыщен-ности, (Sнк соответствует полной промывке).

Тогда КНО определится как произведение двух основных коэффициентов:

КНО = бвыт.·вохв. (8.6)

При моделировании процесса вытеснения нефти водой сначала получают чистую (безводную) нефть, и тогда определяется безводная нефтеотдача и нефтеотдача за водный период. В промысловых условиях это понятие может быть отнесено к отдельным частям (участкам, блокам разработки), так как обычно залежь или месторождение вводится в разработку по частям. Для сравнительного анализа выработки запасов используют еще показатель КНО на момент прорыва воды.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных залежах, при использовании различных сеток скважин, различных систем заводнения неодинаковы. Кроме того, сравнивать КНО для различных залежей и различных технологий следует с учетом водонефтяного фактора - среднего количества добытой попутной воды, приходящейся на 1 т, добываемой нефти. Обычно это сравнение привязывается к моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин на месторождении становится экономически нецелесообразной (при предельной обводненности продукции скважин в 96 97%).

Коэффициенты охвата воздействием определяются в результате комплексного анализа геофизического материала и анализа разработки месторождения. При прогнозировании же этого показателя в процессе проектирования системы разработки часто используют методы геолого-математического моделирования.

КНО подлежит обоснованию при подсчете запасов нефти, при составлении технологических схем и проектов на разработку месторождений.

При контроле процессов нефтеизвлечения выделяют текущую и конечную нефтеотдачу.

2. Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей

При современных технологиях нефтеизвлечения, базирующихся на заводнении нефтяных пластов, КНО может колебаться в широком диапазоне от 0,35 до 0,70. Величина КНО зависит от многих факторов:

1) геологического строения залежей (прежде всего от характера неоднородности пластов);

2) от свойств нефтей (вязкости, содержания АСВ, парафинов и др.);

3) от используемой в системе ППД воды.

В отечественной промысловой практике газ в качестве источника энергии для вытеснения нефти не используют. Даже при наличии газовых шапок методом барьерного заводнения последние отсекаются от нефтяной зоны и создаются условия вытеснения газированной нефти водой (газовая шапка или сохраняется, или ее ресурсы используются частично: для газ-лифтной эксплуатации, для ГПЗ или ГРЭС). Следовательно, в практике современной нефтедобычи используют принудительные водонапорные режимы с сохранением текущих пластовых давлений на уровнях первоначальных. Тем не менее даже в благоприятных условиях по месторождениям Западной Сибири конечные КНО будут не более 0,55 - 0,65 по нефтяным залежам и на 10 - 15 пунктов ниже по нефтегазовым. В случае сложнопостроенных залежей эти показатели окажутся еще ниже. Например, по юрским пластам ЮК10-11 Таплинского месторождения (Красноленинский свод) текущая нефтеотдача к 1999 году составила 0,18 при обводненности около 92%.

Низкая нефтеотдача пластов в естественных условиях объясняется микро- и макронеоднородностями коллекторов. Послойная, зональная не™ однородности, кавернозность, трешиноватость вызывают крайне неравномерный характер выработки пластов, связанный с локальными прорывами закачиваемых вод через пропластки и зоны суперколлекторов, значение проницаемостей которых на один- два порядка выше, чем у основного объема коллектора. Эти процессы становятся еще более контрастными в условиях высоковязких нефтей.

Макронеоднородное строение пластов - основная причина низкой нефтеотдачи. Остаются пропластки и зоны, не вовлеченные в разработку или плохо промытые. На практике отработаны приемы и технологии по дововлечению их в разработку, но они требуют дополнительных вложений в нефтедобычу (уплотнение сеток скважин, разукрупнение эксплуатационных объектов, форсированные отборы жидкости, гидроразрывы пласта и т.д.).

Анализ выработки запасов обнаружил следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно-удержанная нефть;

2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках и пропластках, не вовлеченных в процесс вытеснения или плохо промытых водой.

4) нефть в линзах, отделенных от дренируемых объемов малопроницаемыми, или непроницаемыми экранами (барьерами) и не вскрытых скважинами;

5) нефть, оставшаяся у литологических экранов (в зонах глинизации коллекторов, в зонах прилегания пластов к породам фундамента, у тектонических экранов и т.д.).

Принципиально перечисленные виды остаточных нефтей характерны для практически всех нефтяных пластов. Установлено, что объемы пле-ночно удержанной нефти намного меньше, чем капиллярно удержанной. Причем форма существования ее в пласте определяется фильностйю коллектора: в гидрофильных средах капиллярно удержанная нефть содержится в виде капель, рассеянных в водной фазе; в гидрофобной - в мелких капиллярах в местах контакта зерен.

Наиболее существенный урон нефтеотдаче приносят макронеоднородности пластов, формирующие целики остаточной нефти. Доказательством этого служат многочисленные случаи получения притоков безводной нефти из скважин уплотняющего фонда, когда окружающие уже обводнены на 60 и 80%.

Относительно влияния на КНО при вытеснении нефти водой свойств вод среди исследователей существуют различные мнения. В одних случаях нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверхностного натяжения у и у·cos, в других эта закономерность оказалась более сложной (из гидрофильных пористых сред нефть лучше вытеснялась водой, имевшей повышенное поверхностное натяжение, тогда как низкое поверхностное натяжение оказывалось более эффективным в гидрофобных пластах).

Противоречивы мнения и относительно скоростей вытеснения нефти водой: одни считают, что повышенные скорости увеличивают КНО, вторые - уменьшают КНО, третья часть считает, что КНО не зависит от скорости вытеснения. Но тем не менее физическое представление данной проблемы позволяет некоторым авторам разрабатывать, например, технологию разработки нефтяных месторождений с ППД при повышенных давлениях закачки воды (А.Т. Горбунов и др.). Очевидно, что на выбор способа воздействия на пласт будет влиять не только характер его неоднородности и свойства нефтей, но и время разработки месторождения. Слишком высокие градиенты давления на начальной стадии разработки, очевидно, приведут к преждевременному обводнению фонда скважин, повышенные же депрессии (градиенты давлений) на стадии массового обводнения фонда (обводненность около 80%) создадут условия для дововлечения в разработку низкопроницаемых пропластков и зон (форсированные отборы жидкости - метод ФОЖ).

3.Методы повышения нефтеотдачи пластов

дренирование нефтеотдача математический

В связи с внедрением в практику разработки нефтяных месторождений заводнения проблема выбора оптимальных темпов разработки месторождений (процента годового отбора от извлекаемых запасов) стала актуальной, но трудно разрешимой.

Более чем 40-летний опыт обнаруживает до сих пор спорность в решении практических вопросов по влиянию темпов отборов нефти на КНО. Противоречивость представлений по данной проблеме можно объяснить некорректностью процессов моделирования по сравнению с разнообразием в реальных условиях. Промысловые исследования по-влиянию на-КНО темпов обводнения (водонефтяного фактора - ВНФ) и охвата пластов заводнением отражают очень сложную связь с конечной нефтеотдачей, Особенно сложной эта проблема стала в последние 10 лет в связи с неоправданным сокращением исследовательских работ по контролю за разработкой нефтяных месторождений.

Ответ на поставленные вопросы принципиально может выявить другой вопрос: следует ли интенсифицировать процесс разработки за счет заводнения?

Чтобы определить, какие же следствия вытекают их этих противоречивых исследований, необходимо кратко осветить характерные позиции по проблеме.

1. Малые темпы разработки повышают НО пластов.

Впервые такой вывод был сделан в 1941 г американским ученым Левереттом на основе экспериментов. Для практической реализации данного вывода необходимо, чтобы при разработке месторождений скорость вытеснения была соизмерима со скоростью капиллярной пропитки. Но даже в чисто гидрофильных пластах капиллярные силы могут изменить характер заводнения лишь при перепадах давления между линией нагнетания и зоной отбора не более 0,3 МПа. Это в 15-20 раз меньше практикуемых. При таких депрессиях в СССР без ППД отрабатывалось единственное нефтегазовое месторождение Анастасиево-Троицкое с газовой шапкой и подошвенной водой. То есть из верного вывода не вытекает практических следствий.

2. Высокие темпы отбора увеличивают нефтеотдачу пластов.

К этому выводу впервые пришел Ф.И. Котяхов. Практика широкого внедрения заводнения показала эффективность перехода на повышенные давления нагнетания, что во всех случаях послойно-неоднородных пластов увеличивает коэффициенты охвата воздействием, а следовательно КНО.

Этот вывод сделали американские ученые Д. Бакуолтер, В. Стайлс и М. Эджертон.

Контроль за разработкой Ромашкинского месторождения (Н.Н. Непримеров и AT. Шарагин), опыт Грозненского района по 12 пластам, семи месторождений Самарской Луки и Башкортостана (Н.Г. Пермяков и Н.С. Гудок), затем по Туймазинскому месторождению (Н.Г. Пермяков) подтвердили эти же выводы.

Целесообразность высоких темпов отбора доказана по месторождениям Татарии (А.В. Валиханов, Г.Г. Вахитов, Э.Д. Мухарский, Р.Ш. Мин-гареев и др).

3. Оптимальные темпы разработки.

О.В. Мартынцевым и В.М. Рыжиком было еще в 60-х годах показано, что при соотношениях проницаемости слоев не более 6-7 оптимум скоростей фильтрации выражен слабо на НО. М.М. Саттаровым и др. даны наиболее целесообразные рекомендации: в начальные безводные периоды осуществлять умеренные темпы отбора с постепенным переходом на максимально возможные (увеличение отборов по мере обводнения продукции).

4. Темп разработки не влияет на нефтеотдачу пласта.

Еще в 60-е годы специалисты Гипровостокнефти на основе обобщения опыта разработки месторождений Куйбышевской области установили принципиальное отсутствие зависимости нефтеотдачи пластов от темпа разработки.

В те же годы Л.И. Губанов, Б.Ф. Сазонов и В.И. Колганов на примере форсирования отбора жидкости на Яблоневом месторождении показали, что изменение темпа разработки в широких пределах не влияет на характеристики заводнения (зависимости нефтеотдачи пластов от накопленного отбора жидкости).

Американские ученые С. Пирсон и Ф. Крэйг доказали, что нефтеоот-дача зависит от темпа вытеснения нефти водой только в сильнонаклонных пластах (более 30 °).

Из приведенного обзора по [13] видно, что ни в одной концепции не было оценок влияния плотностей сеток скважин и их изменений в процессе эксплуатации месторождений.

Последующая практика разработки нефтяных месторождений, в т.ч. и Западной Сибири, показала практическую целесообразность темпов около 5 - 6% в год от НИЗ (нередко они достигали 10 - 12%). При использовании ИЗ на 40 - 45% начинается снижение темпов отбора нефти. При извлечении 75 - 80% от НИЗ темп отбора становится в 3 раза ниже максимального. В неблагоприятных геолого-физических условиях снижение темпов добычи нефти наступает раньше (при отборе уже 20 - 25% от НИЗ).

Все новые методы разработки нефтяных месторождений в настоящее время базируются на заводнении.

4.Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, Нестационарное заводнение

Полнота охвата пласта заводнением и нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности пластов. В сильно неоднородных коллекторах закачиваемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям (прослоям) и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых прослоях, зонах, участках, особенно у линий замещения, глинизации коллекторов. Этот отрицательный эффект более ярко выражен в случаях высоковязких нефтей.

Дополнительный охват заводнением невовлеченных в разработку нефтенасыщенных объемов способствует повышению нефтеотдачи, уменьшению объемов попутно добываемой воды. Таким методом, применяемым в рамках обычно используемых систем разработки нефтяных месторождений с заводнением, стал метод нестационарного заводнения. Начало внедрения его относится к 60-м годам данного столетия. Метод предусматривает попеременное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем периодических нестационарных перепадов давления между высоко- и низкопроницаемыми частями коллектора, что в конечном итоге - увеличивает коэффициент охвата выработкой.

При правильном обосновании технологии процесса в вариантах цик-лики и метода изменения направления фильтрационных потоков можно обеспечить до 10% повышение нефтеотдачи по отношению к обычному (стационарному) заводнению и прирост в текущих уровнях добычи нефти до 15 - 20%. Причем метод можно использовать как на ранней, так и на поздней стадии разработки месторождения, при разных формах сеток добывающих и при различном размещении нагнетательных скважин.

Опытные работы по внедрению нестационарного заводнения под руководством М.Л. Сургучева были начаты в 63-64 гг. на Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения и на Покровском месторождении Куйбышевской области.

Физический смысл метода был сформулирован в авторском свидетельстве на способ, «... предусматривающий увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания воды из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора» [15].

Исследования показали, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцикла снижения давления нагнетания, полуциклы следует со временем увеличивать. В пластах с высоким начальным содержанием остаточной воды капиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее. Темп извлечения нефти с увеличением вязкости снижается незначительно.

Технологическая реализация циклического заводнения заключается в периодическом отключении нагнетательных скважин в рядах через одну и сменой их роли через расчетное время (15-30 суток).

Промысловые испытания метода, впервые внедренного на Трехозер-ном месторождении, привели в последующем практически к повсеместному внедрению его на месторождениях Западной Сибири. Много лет он в варинтах периодического отключения групп нагнетательных скважин (по три-четыре) проводится на крупном Мамонтовском месторождении (сочетание циклики с методом смены направления фильтрационных потоков).

Следует отметить, что внедрение циклики возможно в условиях, когда приемистость нагнетательных скважин обеспечивает безопасный процесс в зимних условиях на месторождениях Западной Сибири: если приемистость ниже 200 м3/сут, процесс может в зимнее время привести к раз-мерзанию водоводов. То есть на таких объектах разработки проведение циклического заводнения возможно только в летний сезон.

При составлений программ проведения циклического заводнения исходят из того, что средний уровень закачки воды в период циклического заводнения должен быть равен среднему уровню закачки в период обычного заводнения (для удержания пластового текущего давления в пласте на уровне первоначального).

Под руководством О.Э. Цынковой во ВНИИ в начале 70-х годов была создана математическая модель процесса, были исследованы влияния различных факторов на эффективность технологии.

5.Уплотнение сеток скважин

По своей гидродинамической сути уплотнение сеток скважин (уменьшение расстояния между добывающими скважинами) приводит к перераспределению потоков в объеме пласта. Опыт разработки и результаты анализа по выработке запасов обнаруживают наличие целиков нефти (или плохо промытых объемов) между скважинами, обводненность которых приближается к предельной. Пробуренные скважины уплотняющего фонда между скважинами первоначальных сеток дают притоки или безводной нефти, или нефти с малым процентом содержания воды в продукции скважин. Необходимость уплотнения сеток скважин обосновывается анализом разработки месторождений по уже внедренным вариантам. При этом уплотнение может быть:

1) вторичным (на уже разбуренных участках по первоначальным сеткам);

2) первичным (на новых неразбуренных участках, но по которым обоснована необходимость бурения более плотных сеток скважин).

В том и другом случае принятые решения по регулированию процесса разработки нефтяного месторождения (эксплуатационного объекта) приводят к увеличению коэффициентов охвата пласта воздействием и заводнением, что в конечном итоге увеличивает КНО.

Практически все месторождения нефти в Западной Сибири подверглись трансформированию систем разработки, в частности в направлении пересмотра первоначально запроектированных сеток скважин. На однородные пласты проектировались редкие сетки скважин (700x800 м на пласт БВ8 Самотлорского месторождения -56 га/скв; 750x750 м на верхние пласты Усть-Балыкского месторождения - > 56 га/скв). По мере разбуривания (освоения) месторождений обнаруживались большая неоднородность пластов и неполный охват пластов воздействием. Потребовалось между скважинами первичных сеток бурить скважины вторичного уплотнения. Для разбуривания менее продуктивных водонефтяных зон, где эффективная нефтенасыщенная толщина пластов снижалась до 4-5 мэ посчитали целесообразным уплотнять сетки до 24 и даже до 16 га/скв.

Для наглядности на рис. 8.1 приведены результаты СибНИИ НП - зависимости КНО от плотности сеток скважин для рядных и площадных систем разработки в условиях прерывистых пластов (коэффициент прерывистости бо=0,4). Как следует из приведенных кривых, уплотнение сетки в 2 раза (от 32 до 16 га\скв) в условиях рядного разбуривания увеличивает КНО примерно на 8%, для площадных систем заводнения прирост в неф-тетотдаче достигает 5 - 6%.

Рис. 8.1. Зависимость КНО от плотности сеток скважин в условиях прерывистых пластов по (данным СибНИИ НП): 1 - 5ти рядная; 2 -3х рядная; 3 - однорядная; 4 - 5ти точечная

Как следует из приведенных зависимостей, переход с пятирядной системы размещения скважин на площадные системы заводнения увеличивают КНО примерно на 8%.

6.Форсированные отборы жидкости (ФОЖ)

Метод форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин начали применять впервые в СССР в начале 30-х годов на нефтяных промыслах Азербайджана. Со средины 30-х годов он начал внедряться в Новогрозненском районе объединения Грознефть. Первое обобщение итогов ФОЖ было сделано В.Н. Щелкачевым в 1946 г.

Метод ФОЖ рассматривался и как метод интенсификации добычи нефти, и как метод увеличения нефтеотдачи обводненных залежей. С таким методологическим подходом он начал широко внедряться с конца 50-х годов на месторождениях Башкирии.

Гидродинамические предпосылки метода заключаются в создании повышенных депрессий на пласт (в увеличении дебитов) по фонду скважин с обводненностью более 50%, что способствует дововлечению в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различия в строении коллекторов, условий насыщения и даже вязкостных соотношений по нефти и воде. То есть это метод увеличения охвата пласта воздействием (выработкой).

Оценку эффективности метода ФОЖ из этих соображений можно было сделать, используя данные по отдельным участкам, блокам, залежам, так как результаты по отдельным скважинам привели бы к искажению результатов из-за недоучета эффектов интерференции скважин. Потребовалась статистическая обработка промысловых данных [16]. Анализ проведен по Шкаповскому, Туймазинскому месторождениям (девонские залежи). Для диапазона обводненностей скважин 50-90% и более анализ показал, что увеличение отборов жидкости приводило к уменьшению темпа падения добычи нефти, а иногда и к приросту добычи. Конечные результаты по КНО, к сожалению, не оценены (эксплуатация залежей продолжается).

На рис. 8.2 приведена оценка эффекта форсирования по ряду участков Туймазинского месторождения.



Рис. 8.2. Зависимость темпов снижения добычи нефти от степени форсирования отборов жидкости (участки Туймазинского месторождения)

На рис. 8.2 дано отношение средних дебитов по нефти до форсирования и последующего и величина форсирования - отношение средних дебитов жидкости . По месторождениям, Западной Сибири мероприятия по ФОЖ используются, но, к сожалению, систематизация их не проведена.

7.Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ

Добавки ПАВ в закачиваемых водах изменяют поверхностные и смачивающие свойства жидкостей на контактах в пористых средах.

Молекулы ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце молекул и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическому признаку все ПАВ делятся на анионактивные, катионактивные и неио-ногенные.

Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относят к аки-он-активному веществу. Соответственно катионобменные вещества образуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизи-рующиеся гидрофильные группы.

Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют ассиметричную структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или ал-киларильный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток. Распространенным неионогенным ПАВ является ОП-10. Примером катионактивного ПАВ может являться карбозолин О, который используется для гидрофобизации песчаников.

Установлено, что ионогенные ПАВ адсорбируются на поверхностях минералов больше, чем неионогенные.

Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в поверхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентрацией растворенного вещества и концентрацией С выражается уравнением Гиббса:

(8.6)

где R - универсальная газовая постоянная; Т - абсолютная температура.

Величину --, характеризующую способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора, принято называть поверхностной активностью:

 (8.7)

Поверхностную активность G можно определить по изотерме адсорбции Г=f(C) и зависимости поверхностного натяжения от концентрации растворенного вещества у = f (С), имеющих вид графиков, приведенных на рис. 8.3.

Как следует из рис. 8.3, значение G изменяется с концентрацией ПАВ в растворе. Вначале поверхностное натяжение падает быстро, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами интенсивность изменения а падает и практически прекращается после полного насыщения молекулами ПАВ. Поэтому поверхностную активность ПАВ оценивают величиной

(8.8)

Единицами измерения поверхностной активности являются 1Нм2/кмоль и 1 мН-м2/кмоль.



Рис. 8.3. Изотермы поверхностного натяжения водных растворов неиноген-ных ПАВ на границе с нефтью: 1 -ОП-10; 2 - ОП - 20; 3 - ОЛ - 45; 4 - ОП - 7; 5 - КАУФЭ

Для обработки нагнетаемых вод лучшими являются ПАВ, имеющие при низких концентрациях высокие значения G0: на границе нефть-вода о = 0,01 - 0,1 мДж/м2, т.е. приведенные на рис. 8.3 ПАВ для этих целей непригодны.

Применение ПАВ в промышленных масштабах обнаружило значительную адсорбцию их и незначительный прирост в нефтеотдаче (до 3%).

8.Применение углекислого газа

В 1932 г. впервые было опубликовано сообщение о применении углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов и повышения темпов добычи нефти. В 1941 г. СИ. Пирсон предложил нагнетать углекислый газ под большим давлением в истощенные нефтяные залежи или в пласты, приближающиеся к стадии истощения. Смысл этого предложения состоял в том, чтобы при закачке углекислого газа под высоким давлением экстрагировать и испарять часть оставшейся в пласте нефти и таким образом совместно с углекислым газом извлекать газообразные углеводороды. СИ. Пирсон, базируясь на данных теоретических исследований, но не располагая экспериментальными данными, утверждал, что с помощью этого метода можно извлечь практически весь запас нефти из залежи.

В 1947 г. М.А. Гейманом для повышения нефтеотдачи было предложено нагнетать в пласт смесь углекислоты и азота. В 1951 г. Дж.В. Мартин опубликовал результаты экспериментальных исследований, в 1952 г. Л.П. Вартон и др. получили патент на промышленное применение углекислого газа для вытеснения нефти. В том же году, В.Р. Джонсон опубликовал результаты лабораторных экспериментов, связанных непосредственно с разработкой процесса вытеснения нефти углекислым газом.

Такова предыстория технологии использования С02 в нефтедобыче. К настоящему времени сложились три направления использования С02 для этой цели:

1) непрерывное вытеснение нефти углекислым газом;

2) вытеснение нефти карбонизированной водой (полностью или частично насыщенной углекислым газом); при нагнетании воды С02 из водной фазы за счет лучшей растворимости в нефти переходит в нее, благоприятно изменяя свойства углеводородной фазы;

3) вытеснение нефти оторочкой С02; при этом оторочка вытесняется чистой или карбонизированной водой; углекислого газа при данной технологии требуется гораздо меньше, чем в первом варианте.

Эффективность каждой технологии обосновывалась главным образом результатами лабораторных экспериментов. П.Д. Торрей в 1956 г. и Дж.В. Мартин в 1959 г. предложили для вытеснения нефти применять смесь С02 и углеводородных газов. Основная идея их предложения состояла в том, что растворимость СО2 в углеводородах гораздо выше, чем в воде. В 1963 г. Менсай и Нильсон опубликовали результаты лабораторных и теоретических исследований, проведенных в связи с процессом испарения нефти. Главная цель экспериментов - обоснование способа нагнетания СО2 в нефтяные пласты на практике.

Кларк и др. в 1964 г. установили, что даже небольшие объемы нагнетаемого СО2 значительно уменьшают вязкость тяжелых нефтей.

На основании лабораторных и теоретических исследований, проведенных в США, СССР и Венгрии были запроектированы полупромышленные и промышленные эксперименты.

Первый такой промысловый эксперимент был проведен в 1949 г. в США, в штате Нью-Йорк. Результаты его оказались положительными, после чего в США осуществили промышленные эксперименты еще на десяти новых залежах.

Промышленные эксперименты, как правило, проводились на залежах, в которых до этого применялось заводнение, т.е. процесс вытеснения нефти углекислым газом применяли как третичный метод разработки.

Позже появился проект предприятия Сакрок для применения метода на месторождении Кели-Спайдер. Осуществление этого проекта началось в 1971 г. В том же году в Советском Союзе промысловый эксперимент по вытеснению нефти углекислым газом осуществлялся в восточной части Туймазинского месторождения по схеме рис. 8.4.

На основании анализа экспериментальных результатов были сделаны выводы:



Рис. 8.4 Схема вытеснения нефти оторочкой СО2

1. После вытеснения нефти оторочкой СО2 применением метода заводнения можно достичь значительно более высокой нефтеотдачи, чем при непрерывной закачке чистого СО2 и карбонизированной воды. Созданием оторочки СО2 достаточного объема можно извлечь на 25-35% больше нефти, чем при вытеснении карбонизированной водой. Для создания оторочки СО2 требуется закачать вытесняющую жидкость в объеме примерно одного порового объема, тогда как в случае вытеснения карбонизированной воды для добычи меньшего количества нефти необходимо нагнетание вытесняющего агента в количестве примерно 2-х поровых объемов.

2. До момента прорыва вытесняющей из лабораторных образцов большой длины извлекалась большая доля нефти, чем из образцов небольшой длины.

3. В процессе проведения экспериментов по вытеснению нефти оторочкой С02 на образцах большой длины удалось наблюдать, что между С02 и вытесняемой нефтью образуется переходная зона, состоящая из легких углеводородов.

4. Для получения одинаковой нефтеотдачи при экспериментах с образцами большой длины потребность в С02 меньше, чем с образцами небольшой длины.

5. Нефтеотдача, достигнутая при вытеснении нефти углекислым газом при давлениях выше 63 ат, значительно превышает нефтеотдачу при обычном заводнении, с увеличением давления НО растет.

6. Нефтеотдача возрастает с увеличением начальной нефтенасыщен-ности.

7. Насыщенность модели свободным газом менее 20% от порового объема не влияет на нефтеотдачу.

8. После закачки вытесняющего агента в количестве нескольких норовых объемов остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти оторочкой СО2 составляет 9-13%, а при вытеснении карбонизированной водой - 16-17%о. При вытеснении нефти оторочкой СО2 нефтеотдача может быть на 50-100% больше, чем при обычном заводнении, если удельный расход СО2 составляет не менее 46 м3 на 1 м3 нефти, что соответствует примерно 4% от порового объема. Самые благоприятные результаты были получены, когда количество СО2 составляло 46-57 mj на 1 м3 пластовой нефти, т.е. примерно 5% от порового объема.

9. Вытеснение нефти оторочкой СО2 во всех случаях эффективно независимо от вязкости нефти, Карбонизированная вода с увеличением вязкости нефти в большей степени повышает КНО.

10. При вытеснении нефти смесью газов, содержащих СО2, НО снижается с уменьшением содержания СО2. Целесообразно использовать смеси с 50% СО2. Для достижения одной и той же НО пропорционально уменьшению содержания СО2 нужно увеличивать давления вытеснения.

9.Применение водных растворов коллекторов

Растворы полимеров при заводнении применяют для выравнивания подвижностей воды и нефти (Кв/µв и Кн/µн) за счет повышения вязкости воды, т.е. снижения безразмерной вязкости µ0= µн/µв В условиях неоднородных пластов это позволяет уменьшать подвижность воды в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение фронта вытеснения и ВНК.

В качестве загустителей - добавок к воде использовались полиакри-ломид (ПАА) и другие полимеры с массовой долей равной 0,050,7%. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков и спиралей. В щелочной воде амидные группы полиакриломида подвергаются гидролизу, интенсивность которого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА.

Гидролдизованный ПАА в воде диссоциируется, отщепляя катионы. Образующиеся при этом отрицательные заряды вдоль молекул способствуют получению длинных растянутых макромолекул вещества. Эти растянутые цепочкообразные молекулы способствуют значительному повышению вязкости воды при малой концентрации ПАА.

Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА (рис. 8.5). По реологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям, у которых (см. выше) зависимость между скоростью их течения и градиентом давления не линейна. По характеру течения растворы - полимеров проявляют себя как псевдопластики и как псевдодилатантные жидкости.

Рис.8.5. Зависимость вязкости раствора ПАЛ от концентрации полимера

1 - в дистиллированной воде;

2 - в пластовой воде (концентрация солей 1,4 г на 100 г воды)

В значительной степени вязкость растворов полимеров зависит от состава и концентрации солей: добавка солей NaCl, CaCl2, MgCl2, FeCl3 значительно снижает их вязкость, причем с увеличением валентности катиона интенсивность понижения вязкости возрастает. При концентрации полимера 0,51,0 % вязкость раствора мало зависит от его минерализации. Таковы аспекты физико-химии полимерных растворов.

Фильтрация растворов полимеров в пористой среде характеризуется также специфическими особенностями. Расход жидкости при стационарном перепаде давления устанавливается через длительное время (для этого необходимо прокачать через пористую среду несколько поровых объектов раствора полимера. При этом оказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшается более значительно, чем это можно было ожидать от увеличения его вязкости по сравнению с вязкостью воды. Степень проявления этого свойства принято называть фактором сопоставления R:

(8.9)

По данным ВНИИ, R100 и более при концентрации ПАА до 1%, Считается, что фактор сопротивления - следствие адсорбции полимеров пористой средой и механического улавливания ею крупных молекул полимеров. Адсорбция необратима, Именно эти закономерности привели к установлению факта значительного составления фронта с рабочей концентрацией полимера от фронта закачки воды, где полимер отсутствует. Внедрение технологии на Арланском месторождении (в 60-е г.) и на других месторождениях обнаружило этот факт и ожидаемый эффект по повышению нефтеотдачи не был достигнут, хотя по лабораторным данным прогнозировалось повышение нефтеотдачи на 1520% [1].

Предлагался вариант использования оторочки запущенной полимером воды: при µ0 = 15 минимально необходимый объем ее должен составить 56% от объема пор.

10.Щелочные и щелочно-силикатное заводнение

Применение щелочей для повышения нефтеотдачи пластов основано на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей. Эти соли являются ПАВ-ми, которые снижают межфазное поверхностной натяжение до 0,01 мН/м на границе нефть-воды, а также, адсорбируясь на поверхности коллекора, они изменяют его смачиваемость.

Межфазное поверхностное натяжение в неустановившемся состоянии намного меньше, чем при установившеся (от 0,01 до 35 мН/м).

Существует 2 варианта щелочного заводнения.

1. Метод, основанный на образовании эмульсии воды и нефти, что снижает подвижность раствора в тех зонах пласта, в которые поступала большая часть нагнетаемой воды, чем предупреждается преждевременный прорыв воды. Этот процесс может быть интенсифицирован попеременной закачкой щелочного агента и раствора, содержащего вещества, образующие нерастворимые в воде осадки при реакции со щелочным агентом. Это и есть силикатно-щелочное заводнение (силикат Na + CaCl2).

2. Во втором варианте вытеснение щелочным раствором нефти, содержащейся в пласте после заводнения.

При нагнетании раствора щелочи на поверхности с каплями и пленками остаточной нефти начинается процесс химического взаимодействия, что приводит к снижению поверхностного натяжения на границе жидкостей. Продукции реакции (соли кислых компонентов нефти) частично адсорбируются на поверхности нефти, частично переходят в раствор. По мере прохождения щелочного раствора содержание свободной щелочи в нем уменьшается, а концентрация продуктов реакции повышается. Соответственно уменьшается активность взаимодействия щелочного раствора с остаточной нефтью, повышается межфазное поверхностное натяжение и менее интенсивно идет эмульгирование. Выделяется при этом 3 зоны:

- зона контакта свежего раствора щелочи с деактивированной нефтью;

- область химического взаимодействия кислотных компонентов со щелочью;

- зона контакта активной нефти со щелочным раствором, не содержащим свободной щелочи.

Размер этих зон будет зависеть от нефтенасыщенности пласта, содержания в нефти кислотных полигонентов, концентрации раствора щелочи, размера оторочки щелочного раствора и от свойств адсорбированных пленок на границе раствор - нефть.

Исследователи прогнозировали увеличение нефтеотдачи на 3-И 5% по сравнению с обычным заводнением. Первый промышленный эксперимент по щелочному заводнению в Западной Сибири был проведен в 70-е годы на Трехозерном месторождении. Результаты обобщения опыта по данным институтов Гипротюменнефтегаза и ВНИИ оказались весьма противоречивыми (максимум прироста в нефтеотдаче оценивался в 67%).

11.Сернокислотное заводнение

Метод предусматривает нагнетание в пласт небольших оторочек (около 0,15% объема пор) Концентрированной серной кислоты,проталкиваемых по пласту обычной водой. Обычно использовалась алкилированная H2S04.

При взаимодействии кислоты с нефтью происходит сульфирование содержащихся в нефтях ароматических соединений и образование ПАВ -растворимых в воде сульфокислот. Последние снижают поверхностное натяжение на границе нфеть-вода до 34 мН/м.

Основную роль в процессе повышения нефтеотдачи играют не процессы вытеснения нефти концентрированной H2SO4, а снижение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении и промывке водой. Одновременно с образованием сульфокислот происходит образование кислого гудрона, который может существенно повлиять на водопроницаемости, что приводит к перераспределению потоков в пласте, увеличивающему коэффициенты охвата.

Этот метод был разработан в лаборатории физики пласта ТатНИПИнефть и внедрен на промыслах Татарии. По лабораторным данным, средний коэффициент безводного вытеснения оказался равным 0.68, а средний коэффициент конечного вытеснения - 0,79. Оптимальная величина оторочки концентрированной серной кислоты была определена в 0,3% от объема пор.

Крупнотоннажные закачки при создании оторочек из кислоты способствовали использованию отходов нефтеперерабатывающих заводов (как алкилированная серная кислота - АСК). То есть одновременно с повышением нефтеотдачи решались вопросы захоронения загрязняющих окружающую среды продуктов.

Нефтеотдача увеличивается в результате:

1) генерирования ПАВ;

2) образования кристаллов солей, которые закупоривают промытые водой поры и трещины;

3) выделения тепла при смешивании кислоты с пластовой и закачиваемой водой.

Промысловый эксперимент был впервые проведен в 1962-68 гг. на 14 опытных участках Первомайского месторождения [17].

По сути это было очаговое заводнение при обеспечении объема оторочки H2S04 около 0,140,16 V пор. Наблюдали увеличение безводной добычи на них на 14% больше по сравнению со средними показателями на других 25 контрольных участках. Прирост в КНО оценили на 11,2% выше, чем при обычном заводнении. При линейном заводнении фиксировалось увеличение безводной добычи до 37,6%, приемистость нагнетательных скважин в среднем возросла на 15% по отдельным скважинам - до 40%, увеличился коэффициент охвата закачкой (по профилям приемистости).

Затраты на 1 т дополнительно добытой нефти оказались в 6,2 раза ниже, чем при полимерном заводнении и в 7,3 раза ниже, чем при закачке растворов ПАВ. Это плюс в технологии. Но наблюдалось выпадение гипса в скважинах и промысловом оборудовании, а также коррозия оборудования.

12.Применение мицеллярных растворов

Как известно, нефть и вода при обычных условиях в коллекторах не смешиваются. Как следствие этих условий - возникновение капиллярных эффектов при фильтрации, приводящих к повышенным сопротивлениям для смесей. Процесс вытеснения и промывки нефти водой может быть приближен к условиям фильтрации однородных систем, если между нефтью и водой создать оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводородных жидкостей, воды и ПАВ, растворимых в углеводородах и стабилизаторов). В качестве стабилизаторов обычно используются спирты (изопропиловый, бутиловый и др.). Углеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая нефть фракции С5+.

Составы мицеллярных растворов (MP) запатентованы во многих странах. В создании их приняли участие сотрудники ВНИИнефть и Тюменского индустриального института.

Нефтерастворимыми ПАВ-являются нефтяные сульфонаты, алкила-рилсульфонаты, алкифенолы. При содержании ПАВ в системе выше критической концентрации они находятся в растворе в виде сгустков (мицелл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. При значительной концентрации ПАВ в процессе перемешивания вместе с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты - мицеллы, строение которых зависит от количественного состава компонентов и их свойств.

Принципиально структуру мицелл можно представить в виде двух структур (рис.8.6): мицелл с водяной (а) и с нефтяной (б) основой. В первом случае молекулы ПАВ полярной частью обращены к воде, а углеводородными цепями - к нефти. Несмотря на содержание в таком мицеллярном растворе до 95% воды, он хорошо смешивается с нефтью (внешней фазой).

Рис. 8.6 .Схема строения мицелл

Аналогично MP с водяной внешней фазой состоят из ПАВ, полярная часть молекул которых обращена к внешней водяной фазе, а углеводородные цепи - к углеводородной (внутренней) основе. Даже при наличии значительных количеств нефти в системе такой MP (с водяной внешней фазой) хорошо смешивается с водой. MP способны растворять жидкости, составляющие их внутреннюю основу (ядро). При этом размеры мицелл возрастают, и в некоторый момент наступает' обращение фаз - вместо внешней фазы оказывается вода и наоборот.

Внешне MP - однородные прозрачные или полупрозрачные жидкости (размеры мицелл 10-510-6 мм). По реологическим свойствам они относятся к Ньютоновским жидкостям, хотя вязкость их с нефтяной внешней фазой вначале возрастает с увеличением содержания воды в системе и мо жет достичь 100 мПа·С (при водосодержании до 4045%). Дальнейшее увеличение концентрации воды (если она сопровождается инверсией типа раствора) приводит к снижению вязкости.

По лабораторным данным, MP способны вытеснять до 5045% нефти, оставшейся в пласте после обычного заводнения (даже при водонасы-щенности до 70% от объема пор). Недостаток MP - их чрезвычайная дороговизна и дефицитность (доля ПАВ до 915% спирта - до 45%). MP должна обладать устойчивостью при изменении термобарических условий.

Несмотря на это с 1962 г. в США фирма Marathon Oil провела промысловые испытания на 20 участках размером 19 га каждый. Схема заколки MP приведена ниже (рис. 8.7).

Рис. 8.7. Схема закачки оторочки MP

1 - проталкивающая вода; 2 - оторочка раствора полимера (буфер);

3 - оторочка MP; 4 - зона движения нефти и воды;

5 - зона движения только воды

Считается целесообразным создавать оторочки MP около 5% от объема пор.

На месторождениях СССР и РФ промысловые испытания по применению MP не проводились.

13.Газовые методы

Известно, что природа смачиваемости пористой среды может носить гидрофильный или гидрофобный характер. Избирательная смачиваемость при этом определяет направление действия капиллярных сил. Эти силы или способствуют вытеснению нефти водой (из гидрофильных пород), или наоборот противодействуют процессу (из гидрофобных сред). В обоих случаях в пластах наблюдаются остаточные объемы нефти в воде различных форм (см. выше). Газовые методы МУН направлены на устранение влияния молекулярно-поверхностных сил. Технологии процессов могут быть различными:

1) вытеснение нефти сухим газом высокого давления (более 21 МГ1А);

2) вытеснение нефти жирным или обогащенным попутным газом (при давлениях более 14 МПа);

3) вытеснение нефти оторочкой сниженных газов (СУГ), проталкиваемой сухим газом (давления более 8 МПа); 4) комбинированные методы; 5) извлечение остаточной нефти путем регуляции газа с высоким давлением - (28-К32 МПа) - метод ГВД. При первых 4-х методах вытесняющая фаза (газ) смешивается с вытесняемой без границы раздела между ними; при технологии 5-го метода происходит обратное испарение нефти в циркулирующем газе - создается искусственная газоконденсатная система. В первом случае условие смешиваемости фаз достигается применением СН4? который проталкивает оторочку из С3Н8. Динамику процесса можно рассмотреть на основе диаграмм рис. 8.8. Если фазовая диаграмма 1 отвечает составу вытесняющего газа, а 2 - составу оторочки, то в зоне смеси будут отмечаться условия диаграмм 35 4, 5 и 6.

Рис. 8.8. Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газу

С увеличением доли сжатого газа в смеси образуются системы, которые в пластовых условиях будут находиться в газообразном состоянии (диаграммы 5 и 6). С уменьшением доли сжатого газа в смеси возникают системы, которые в пластовых условиях будут находиться в жидком состоянии (диаграмма 4). При пластовой изотерме Тпл критическое давление обеспечивает разделение смеси на две фазы. То есть условие процесса вытеснения будет при давлении выше, чем в точке К3 при пластовой температуре.

Подбор критических составов смеси производится по специальным диаграммам [1].

Метод ГВД предполагает превращение нефтяного месторождения в искусственное газоконденсатное. При этом на 1 м3 нефти требуется до 3000 м3 газа. Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы этан, пропан или углекислота (СО2).

Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать за счет процесса испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается той же. Для практических вопросов подбора оптимальных условий пользуются диаграммами типа рис. 8.9.



Рис. 8.9. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных Р и Т

1 - кривая раздела фаз;

2 - связующая линия;

3 - двухфазная область;

4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5-газ; 6 - нефть;

8 - состав смеси, находящейся при данных Р и Т в критической точке;

9 - критические составы, смешивающиеся с нефтью;

10 - критические составы, смешивающиеся с газом.

На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде 3-х групп компонентов. Величины треугольников соответствуют 100%-ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе.

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С2 - С6). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 8.10).

В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100%.

Допустим, жирный газ (точка 5) вытесняет в пласте нефть (точка 4). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1-1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С2-С6 и состав ее характеризуется точками 2, 3 и т.д.

Рис. 8.10. Схема образования критических условий вытеснения нефти при нагнетании в пласт газов, богатых тяжелыми компонентами

Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток станет однофазным, и состав смеси будет изменяться вдоль потока от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов. Поэтому предложены весьма приближенные методики (Бенхем, Дауден и Кунцман).

Газовые методы были внедрены на месторождениях Западного Техаса (более 50 месторождений) при давлениях до 280 ат. В 1961 г. в СССР начал проводиться промышленный эксперимент на Ромашкинском месторождении (Миннибаевская площадь) по закачке оторочки пропана (около 12% от объема пор). Широкого развития газовые методы в отечественной технологии не нашли.

14.Термические способы увеличения нефтеотдачи

Впервые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР были начаты в 30-е годы А,Б. Шейманом и К.К. Дуброваем. В последующем тепловые методы прошли этапы теоретических, лабораторных и промысловых исследований.

Были определены технологии;

1) закачка в пласт горячей воды;

...