Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта. Вытеснение нефти щелочными растворами


Вытеснение и довытеснение нефти растворами щелочей

             Метод увеличения эффективности заводнения щелочными водами в варианте водных растворов соды известен давно. У нас в стране возможности этого метода впервые были изучены экспериментально А.Д.Архангельским и и М..А.Жиркевич [l] в конце 20-х годов. В част­ности, ими было установлено, что коэффициент вытеснения при приме­нении в качестве вытесняющей жидкости содовых растворов, был на 3-15 % больше, чем при применении соленой воды, причем это увеличе­ние достигалось как при закачке содового раствора с начала вытес­нения, так и после практически закончившегося вытеснения соленой водой, то есть при до вытеснении остаточной нефти. Позже исследова­ния с целью оценки эффективности применения щелочной воды, глав­ным образом естественной пластовой, проводились многими бакинскими исследователями, в том числе В.С.Гориным, В.М.Барышевым, Г.А. Бабаляном и др.

         Следует отметить, что в ранних исследованиях внимание акцен­тировалось на естественных щелочных водах, нагнетаемых как в тече­ние всего процесса заводнения, так и периодически, путем создания оторочек щелочной воды. Вязкость вытесняемой нефти отдельно, как фактор, определяющий эффективность вытеснения, не рассматривалась.

В результате большого количества исследований В.Т.Малышек предложил следующую классификацию нефтей по степени их активнос­ти, которая основывалась на содержании органических кислот:

1) неактивные нефти, содержащие до 0,06% органических кис­лот. Поверхностное натяжение этих нефтей на границе с пластовой щелочной водой, а также с морской водой (Каспийское море) разня­лось около 25-35 мН/м;

2) малоактивные нефти, содержащие от 0,1 до 0,25% органичес­ких кислот и других соединений, способных омыляться щелочью. Такие нефти характеризуются поверхностным натяжением на границе с морской водой от 14 до 25 мН/м. Эти нефти сравнительно мало обо­гащается ПАВ из-за взаимодействия с щелочными водами. Поверхност­ное натяжение малоактивных нефтей на границе с щелочными пласто­выми водами равно 7-8 мН/м;

3) активные нефти, содержащие от 0,3 до 1,0% органических кислот. Поверхностное натяжение этих нефтей на границе с морской водой изменяется от 1,0 до 7,0 мН/м; при применении растворов щелочей снижается до величин, меньших I мН/м;

4) высокоактивные нефти, содержащие от I и более процентов органических кислот. Поверхностное натяжение на границе с пласто­вой щелочной водой доходит до 0,1 мН/м. На границе с морской водой колеблется от 12 до 25 мН/м.

В последние годы щелочное заводнение, как метод увеличения нефтеотдачи пластов, получил дальнейшее развитие в работах А.Г.Ковалева, А.Т.Горбунова и многих других советских ученых, а также зарубежных исследователей [2,3,4,5].

Механизм процесса. В результате многочисленных исследований советских и зарубежных исследователей было установлено, что при определенных ус­ловиях вытеснение нефтей повышенной и даже высокой вязкости раст­ворами щелочей или щелочных реагентов может быть несравненно бо­лее эффективным, чем вытеснение солеными или жесткими пресными водами.

        Очевидно, что эффективность вытеснения различных нефтей ще­лочными растворами должна определяться влиянием или действием каких-то отдельных факторов или их совокупностью. К числу этих факторов следует прежде всего отнести характер взаимодействия раствора щелочи с нефтью, поведение нефти на поверхности зерен породообразующих минералов, образование в пласте в результате взаимодействия щелочных растворов с активными компонентами нефти вала высокодисперсной эмульсии.  Характер взаимодействия нефти с растворами щелочей и поведение капель нефти на поверхности зерен  породообразующих минералов могут изменяться в зависимости от свойств и характеристик продуктивного пласта, насыщающих его жид­костей и некоторых показателей динамики процесса вытеснения.

        Многочисленные лабораторные исследования процессов вытесне­ния дегазированной нефти растворами щелочей различной концентра­ции из пористых сред позволяют считать, что основным фактором, определяющим более эффективное извлечение нефти из пород, по срав­нению с обычный заводнением, является фактор исключительно рез­кого снижения поверхностного натяжения на границе нефть - щелоч­ной раствор.

        Причем совершенно точно установлено, что чрезмерно резкое снижение поверхностного натяжения происходит в очень узком диапа­зоне концентрации. Этот диапазон концентраций щелочи, когда по­верхностное натяжение применяемыми в лабораториях приборами фак­тически трудно измерить, для разных нефтей различен как по абсо­лютным величинам концентраций, так и по разности концентраций.

        На рис. 1 приведены два графика, иллюстрирующие изменение поверх­ностного натяжения нефтей двух различных месторождений на грани­це с растворами NaОН  разной концентрации [3] . Если для неф­ти А  концентрация щелочи, при которой поверхностное натяжение чрезмерно мало (фактически не измеряется) изменяется от 0,09 до 0,12 мН/м, то для нефти Б поверхностное натяжение не­возможно замерить (из-за его малости) при концентрациях от 0,05 до 1,0%.

        Согласно общим представлениям, если поверхностное натяжение на границе раствора щелочи с какой-то нефтью исчезающе мало, то вытеснение отдельных капель или глобул нефти из пористой среды, проталкивание их через систему каналов самой различной конфигу­рации, в том числе с пережатиями, не составляет труда.

       Однако проталкиваться через систему перовых каналов могут только те капли и глобулы нефти, которые не связаны с поверх­ностью породообразующих минералов или связаны слабо, частично и могут легко отрываться.

       Факт резкого снижения поверхностного натяжения или наличие так называемого "провала" на графике рис. 1 позволяет предпола­гать, что при перемещении отдельных капель и глобул нефти через систему поровых каналов будет продолжаться, во всяком

 

 

                 

 

Рис. 1. Изменение поверхностного натяжения от концентрации щелочи

 

случае некоторое время, их дробление, то есть диспергирование. В результате может образоваться эмульсия. Причем процесс образования эмульсии может интенсифицироваться за счет естественных эмульгаторов, содержащихся в нефти. Эмульсия типа "нефть в воде", имея разные характеристики в зависимости от типа и свойств нефти, ко­личество которой может изменяться по мере перемещения смеси по пласту, сама по себе обусловливает дополнительное извлечение неф­ти, например, из уже обводненного пласта. Вполне логично допус­тить, что количество дополнительно извлеченной нефти будет зави­сеть от количества и характера распределения остаточной нефти, то есть нефти, извлекаемой или еще не извлеченной из обводнившегося пласта к моменту закачки щелочей.

          Образование в пласте вала высокодисперсной эмульсии являет­ся одним из важных факторов, определяющих повышение нефтеотдачи, пластов при щелочном заводнении. Образование эмульсии обусловле­но взаимодействием щелочных растворов с активными компонентами нефти. В результате такого взаимодействия происходит омыление ак­тивных компонентов нефти, что в свою очередь приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. Уровень снижения поверхностно­го натяжения на границе нефти со щелочным раствором - основной критерий при определении возможности применения щелочного заводнения на том или ином месторождении. Говоря о вале эмульсии в пласте, необходимо отметить, что для получения наибольшего эффекта от щелочного заводнения очень важно, чтобы эмульсия сохраняла свою стабильность в течение длительного времени в процессе движения по пласту.

          Факт образования эмульсии, которая может перемещаться по пласту, позволяет предполагать, что зона эмульсии, или, лучше сказать, вал эмульсии, которая, как все эмульсии, имеет высокую ' вязкость, будет действовать как поршень, вытесняющий подвижную нефть, содержащуюся в пласте перед нагнетанием раствора щелочи.          

          Эффективное действие щелочного раствора, обусловливающего дополнительное иди более полное вытеснение нефти при условии под­бора концентрации, соответствующей "провалу"' значений поверхност­ного натяжения, то есть его уменьшению до величины, не поддающей­ся определению при существующей лабораторной технике, было уста­новлено в многочисленных экспериментах.

          Однако следует отметить, что наиболее убедительная динамика до вытеснения и более эффективного вытеснения наблюдается для нефтей повышенной и даже высокой вязкости (при условии, что все они на границе со щелочным раствором определенной концентрации имеют исчезающие малые значения поверхностного  натяжения).

    Многие исследователи [3 и др.] при анализе результатов исследований исходят из того, что при фильтрации через пористую среду щелочного раствора происходит изменение смачиваемости поверхности зерен породообразующих минералов. Этот фактор, как влияющий на эффективность до вытеснения и вытеснения нефти, под­дается наименее надежной оценке. Дело в том, что измерение смачиваемости внутренней поверхности поровых каналов практически не­возможно, особенно, если речь идет о естественных породах, содер­жащих полимерные включения, в том числе и в виде цемента.

       Тем не менее имеется большое количество экспериментальных данных, которые дают основание считать, что многие химические реагенты, в том числе и щелочь, поступая в гидрофобную среду, делают ее гидрофильной. Однако степень изменчивости смачиваемости и влия­ние этой изменчивости на эффективность вытеснения в большей сте­пени зависит от ряда условий, в том числе температуры процесса. Изменение смачиваемости гидрофобного пласта при щелочном завод­нении, когда поверхностное натяжение оказывается чрезвычайно ма­лым, может способствовать более полному извлечению нефти, так как изменение смачиваемости будет способствовать отрыву капель и глобул нефти с поверхности породообразующих минералов.

       Не исключается и возможность такого факта, когда гидрофиль­ные участки породы при контактировании со щелочными растворами (при соответствующих условиях) могут стать гидрофобными. В этой случае разрозненные капли и глобулы нефти будут растекаться по гидрофобной поверхности, образуя неразрывную фазу, тем самым обеспечивая течение ее под действием существующего градиента давления.

           При гидрофобизации гидрофильной поверхности внутрипорового пространства образуется эмульсия типа "вода в нефти". В конечном итоге вытеснение нефти может оказаться очень эффективным, и в заключительной стадии процесса в пористой среде останется очень небольшое количество нефти. Таким образом, можно заключить, что дополнительное извлечение нефти или более эффективное вытеснение ее при применении в качестве вытесняющего агента щелочных раст­воров обусловлено чрезвычайно низким поверхностным натяжением на границе нефть - раствор, которое способствует образованию эмульсии, что в условиях изменения характеристики смачиваемости (с гидрофобной на гидрофильную и наоборот) приводит к очень низкому содержанию остаточной нефти в пористой среде. Причем образование эмульсии из части остаточной нефти приводит к существенному уве­личению фильтрационных сопротивлений при закачке раствора, во вся­ком случае в зоне фильтрации раствора. Это обстоятельство способ­ствует возникновении фильтрации жидкостей в других пластах и пропластках, ранее не участвовавших в процессе нефтеотдачи, то есть увеличению коэффициента охвата и, как следствие этого, к увеличе­нию нефтеотдачи.

          В конечном итоге все это в значительной степени повышает эффективность применения щелочных растворов в качестве вытесняющего и до вытеснявшего агента (при свойствах нефти, обус­ловливающих резкое уменьшение поверхностного натяжения на грани­це со щелочным раствором). 

veselkov.me

Вытеснение нефти раствором щелочи.

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти раствором щелочи. - 208

Вытеснение нефти паром.

Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ­ное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщинœе пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 данный метод нецелœесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста­точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со­ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод­ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.

Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всœего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, в случае если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/ᴦ.

Применение щелочных растворов не ограничивается температу­рой и типом коллектора. В отличие от всœех других физико-химиче­ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера­турах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по­роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру­гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэф­фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определœения перспектив их внедрения и потен­циальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понужнобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы­ваться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целœей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при­менения всœех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо­дим целœенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме­нение, комбинирование известных разработанных методов воздей­ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой­ствами.

referatwork.ru

7.6 Щелочное и термощелочное заводнение

Водные растворы щелочей способны снижать поверхностное натяжение на границе с нефтью, содержащей природные по­верхностно-активные вещества (ПАВ) и нафтеновые кислоты. При этом существенно улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства воды. Щелочные воды способствуют повышению коэффициента охвата пласта заводнением.

Механизм проявления щелочей тесно связан с процессами их взаимодействия с нафтеновыми кислотами и другими со­ставляющими нефтей и образованием в пластовых условиях новых поверхностно-активных веществ, которые в смеси с дру­гими естественными ПАВ, присутствующими в нефти, способ­ствуют значительному снижению поверхностного натяжения нефти на границе со щелочной водой. В нефтях России количе­ство нафтеновых кислот изменяется в широких пределах от долей единицы до 2,5 %.

Считается, что основным критерием применимости растворов щелочей для повышения нефтеотдачи при заводнении за­лежей является степень снижения поверхностного натяжения σ на границе с нефтью.

С точки зрения роли капиллярных про­цессов при вытеснении нефти водой из пористых сред при различных условиях, по-видимому, более целесообразно оценивать пригодность растворов щелочей для повышения нефтеотдачи по уровню напряжения смачивания σ×cosΘ (здесь Θ — угол избирательного смачивания).

Как было упомянуто в предыдущих разделах, нефтеотдача коллекторов в одних случаях будет большей при низких значениях σ×cosΘ. Например, при вытеснении нефти из неоднород­ных пористых сред, в которых капиллярные процессы способ­ствуют формированию водонефтяных смесей в зоне контакта воды и нефти, для нейтрализации их вредного влияния требуется снижение капиллярного давления (т.е. σ×cosΘ) до величин значений, близких к нулю. При заводнении трещиноватых кол­лекторов с высокой проводимостью трещин целесообразно использовать воды с повышенным значением σ×cosΘ для интенси­фикации процессов впитывания воды из трещин в нефтенасыщенные блоки, для усиления процессов массообмена под влия­нием капиллярных сил и т. д.

Следует учитывать, что σ×cosΘ не всегда снижается с уменьшением Θ в связи с улучшением смачивающих свойств воды (т. е. из-за возрастания cosΘ). Разумеется, что при поверхност­ном натяжении, близком к тысячным долям мН/м, при любой смачиваемости значение σ×cosΘ будет характеризоваться соот­ветствующими малыми величинами. Однако необходимо учиты­вать, что в зависимости от состава и свойств нефтей зависимость поверхностного натяжения σ = f(C) нефти на границе с водой от концентрации С щелочи может быть различной, и не всегда при этом поверхностное натяжение снижается до значений, близких нулю. На рисунке 7.13 приведены зависимости по­верхностного натяжения различных нефтей месторождений Азербайджана на границе с растворами NaOH от концентрации щелочи. По данным американских исследовате­лей, некоторые нефти, бедные кислотами, обладают значитель­ным поверхностным натяжением (15–18 мН/м) на границе с растворами щелочи даже при весовой доле последней, равной 1 % .

Рисунок 7.13 – Зависимости поверхностного натяжения различных нефтей Азербайджана на границе с растворами NaOH от концентрации щелочи. Нижний отдел свиты продуктивной толщи: калинская; 2 – подкирмакинская песчаная; 3 – кирмакинская; 4 – подкирмакинская ; 5 – подкирмакинская глинистая; 6 – балаханская; 7 – сабунчинская; 8 - сураханская

В связи с комплексным влиянием на нефтеотдачу реальных коллекторов смачивающих свойств вод и их поверхностного натяжения на границе с нефтью целесообразно принимать за один из основных критериев использования растворов щелочей для повышения нефтеотдачи в процессе заводнения скорость их капиллярного впитывания в нефтенасыщенные породы.

Например, при существенном влиянии на процесс фильтра­ции прорыва вод по системам трещин коллектора высокое зна­чение поверхностного натяжения раствора щелочи на границе с нефтью (при хороших их смачивающих свойствах) должно оказаться благоприятным фактором, способствующим увеличе­нию нефтеотдачи. Следовательно, целесообразность применения щелочных вод для заводнения необходимо определять не только исходя из физико-химических свойств пластовых систем, но и их строения и назначения процесса с точки зрения механизма планируемого метода увеличения нефтеотдачи.

При проектировании заводнения с использованием раство­ров щелочи необходимо также учитывать совместимость пла­стовых вод с нагнетаемыми в пласт растворами щелочей, сте­пень их взаимодействия с породами коллектора. Опыт пока­зывает, что существенное влияние на поверхностное натяжение растворов щелочи на границе с нефтью оказывают присутствующие в пластовой воде соли. Ионы кальция, например, способ­ствуют снижению эффективности действия щелочей. В присут­ствии поваренной соли (до 20000 мг/л) количество щелочи, требуемой для снижения поверхностного натяжения, уменьша­ется с повышением концентрации NaCl в растворе. Но при этом следует учитывать, что воды с высоким содержанием поварен­ной соли обычно более жесткие.

Нежелательными компонентами в нефти при заводнении с использованием щелочей являются газы h3S, CO2, которые способны связывать некоторое количество щелочей и уменьшать их концентрацию в растворе. Присутствие в породе гипса и ан­гидрита отрицательно сказывается на результатах заводнения вследствие растворения CaSO4 и выпадения из раствора осад­ков Са(ОН)2. Глинистые компоненты породы с высокой интен­сивностью ионного обмена способствуют снижению концентра­ции NaOH в растворе вследствие его нейтрализации ионами кальция и магния. При содержании глин в породе, по данным лабораторных опытов, получен лучший результат в процессе нагнетания в модель пласта между нефтью и раствором щелочи буфера из раствора двууглекислой соды, который способствует предварительному связыванию (до подхода растворов щелочи) ионов кальция, выпадающего из раствора в составе карбоната кальция.

Количественная оценка степени взаимодействия щелочи с породой и потери ее в пласте на реакцию с минералами мо­жет быть приближенно оценена по следующей методике. Раз­дробленный керновый материал (500 — 600 г) экстрагируют, вы­сушивают и помещают в колонку длиной 40 — 45 см, специально оборудованную для фильтрации через пористую среду раствора щелочи. Насыщают породу под вакуумом дистиллированной во­дой и определяют объем пор (Vпор). Затем фильтруют через нее раствор NaOH заданной концентрации С (мг/1 см3), изме­ряя рН раствора, выходящего из колонки. Когда рН входящего и выходящего из пористой среды раствора щелочи сравни­ваются, процесс фильтрации прекращают и измеряют объем V раствора, прошедшего через пористую среду к этому моменту.

Реакционная способность пород определяется по формуле

R = 100V∆C/P,

где Р — масса навески породы, г; R — расход щелочи в мг на 100 г породы; ∆C — изменение концентрации щелочи в филь­трате.

Сравнительная дешевизна гидроокиси натрия (NaOH), не­большие массовые доли (0,05 — 0,1 %) в растворе, при которой достигается максимальное изменение физико-химических ха­рактеристик пластовой системы, непрерывные процессы обра­зования новых систем ПАВ непосредственно на водонефтяном контакте — основные преимущества растворов щелочей (по сравнению с поверхностно-активными веществами), которые служат причиной увеличения промышленного их применения для воздействия на залежи нефти в целях увеличения нефте­отдачи. По лабораторным данным, использование щелочных вод способствует увеличению коэффициента вытеснения на 15—20 %.

Ранее было упомянуто, что при соотношении вязкости нефти и воды μ0=μн/μв>10 эффективность заводнения пласта сильно снижается. Поэтому целесообразно при высокой вязкости нефти использовать в процессе заводнения пласта горячие растворы щелочей, если физико-геологические условия это допускают. Го­рячая вода способствует значительному снижению соотношения вязкости нефти и воды, она лучше смачивает поверхность гор­ных пород и лучше отмывает их от нефти.

studfiles.net

Щелочное заводнение

Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелоч­ной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному завод­нению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в не­которых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов.

Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтя­ных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кисло­тами, в результате чего образуются поверхностно-активные веще­ства, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень сниже­ния межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в рас­творе (рис. 10).

Рис. 10. Изменение поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-водный раствор NaOH в за­висимости от массового содержания NaOH (С).

Нефть: 1 - малоактивная; 2 - активная; 3 - высокоактивная

При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натя­жения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями - типа «вода в нефти». За­висимость вязкости эмульсий, образуемых нефтями различной активности с щелочными растворами, от содержания воды пока­зана на рис. 11. Нефти, неактивно взаимодействующие с щелочью, не образуют стойких эмульсий с щелочными растворами, и с повы­шением содержания воды в них вязкость возрастает. Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость.

Проведенные опыты показали высокие нефтевытесняющие свойства эмульсии: при одинаковых объемах количество вытеснен­ной нефти в случае применения эмульсии на основе активной нефти было практически таким же, как и в случае закачки раствора акустической соды с низким межфазным натяжением, и суще­ственно выше, чем при вытеснении водой.

Рис. 11. Зависимость вязкости систем вода-нефть и

Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.

1 - активная нефть с 0,1 %-ным раствором NaOH; 2 - то же, с пластовой водой; 3 - сла­боактивная нефть с 0,2 %-ным раствором NaOH; 4 - то же, с пластовой водой

Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть - раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 12). Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три следующие группы.

Нефть Показатель кислотности, Стабильное, межфазное

мг КОН /г натяжение, мН/м

Малоактивная <0,5 >1-2

Активная 0,5-1,5 0,02-1

Высокоактивная >1,5 <0,02-0,005

При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть - раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных неф­тях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натя­жение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается независимо от актив­ности нефти.

Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти.

Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повы­шает коэффициент вытеснения нефти водой.

Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе кварц-нефть-вода, характерный для процесса вытеснения нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60-70°.

Рис. 12. Зависимость коэффициента извлечения остаточной нефти α от поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-раствор щелочи

Наличие щелочи в воде снижает равновесный контактный угол смачивания до 10-20° и даже ниже.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис. 13).

Хлористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно по­вышает межфазное натяжение на границе нефть - раствор ще­лочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4-6 % практически не изменяется. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пла­стовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды (Na2CO3), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяже­ния, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.

Рис. 13. Влияние солей кальция на зависимость поверхностного натяже­ния σ растворов щелочи на границе раздела с высокоактивной нефтью

studfiles.net

От концентрации NaOh.

Раствор: 1 - NaOH; 2 - NaOH+0,1 % CaСl2; 3 - NaOH+0,05 % СаСl2

Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает при­сутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению концентрации щелочи в растворе для получения минимального межфазного натяжения.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсор­бируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхностей.

Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницае­мость пласта для активной нефти существенно улучшается, осо­бенно при насыщенности водой (раствором) более 70 %, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%.

Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода, вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого рас­твора щелочи, в результате чего снижается рН раствора. Адсорб­ция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и кар­бонатах адсорбции практически нет.

Минерал Адсорбция щелочи,

мг/г породы

Кварц, кварцит, доломит Нет

Каолинит 0,13

Монтмориллонит 2,28

Ангидрит 11,60

В породах со сложным составом (сцементированные песчаники, алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение.

Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глино­земистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентра­цией 0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция щелочи равна 0,50 мг/г породы.

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа·с раствором едкого натра в пресной воде с концентрацией 0,25 % показано в табл. 28.

Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличе­нием содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за без­водный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением.

Технология и системы разработки. Для приготов­ления щелочных растворов можно использовать:

едкий натр (каустическую соду) NaOH;

углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3;

гидрат окиси аммония (аммиак) Nh5OH;

силикат натрия (растворимое стекло) N2Si03.

Таблица 28

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти

Содержание глин (монтморил­лонит), %

Пористость,

%

Проницае­мость, мкм2

Объем закачиваемой воды, объемы пор

Коэффициент вытеснения

в период, %

безводный

конечный

Вытеснение нефти водой

0

36,2

1,2

4,1

30,4

52,2

Вытеснение нефти раствором щелочи

0

35,6

1,15

3,64

30,2

63,4

5

36,5

1,07

3,78

30,5

61,5

10

35

1,17

3,86

31,2

58

15

35,1

1,09

3,88

32,3

55,5

20

36,4

1,02

4

32,3

53,5

25

35,4

1,12

4,2

34,8

50,7

Эти вещества характеризуются различными показателями щелочности (рН), величины которых приведены ниже.

0,1 н раствор рН

NaOH

Na2CO3 11,6

Nh5OH 11,1

Na2SiО3 12,6

Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Ще­лочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10 - 25 % от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой.

В многорядных системах разработки размер оторочки может быть больше, так как первые ряды скважин отбирают значитель­ную часть раствора. Рабочая концентрация едкого натра в растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретных неф-тей, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2-0,4 % с учетом адсорбции щелочи.

Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концен­трации щелочи в растворе (до 2-4 %) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды.

Размер оторочки и концентрация в ней агента должны опре­деляться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте.

При значительной адсорбции щелочи в пласте можно исполь­зовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентра­цией- от 0,5-1 % на фронте до 0,05-0,1 % в конце - равными порциями (по 5-7 % от объема пор).

С целью экономии едкого натра перед ним можно закачивать раствор кальцинированной соды для умягчения пластовой и зака­чиваемой вод и взаимодействия с породой.

Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4-5 % ), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей.

Процесс может быть эффективнее при попеременной закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора, пресной воды и хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводне­нием. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким рН реаги­рует с нефтью, в результате чего снижается межфазное натяжение, а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодис­персного осадка. Последний снижает проводимость высокопрони­цаемых слоев пласта, поглощающих раствор, и промытых участков. Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением.

Оторочка пресной воды предназначена для предотвращения преждевременного смешивания растворов силиката натрия и хло­ристого кальция и закупорки призабойной зоны пласта.

С целью изучения эффективности метода и возможности регули­рования процесса во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова­тельском институте (Л. Н. Бученков) были проведены специальные исследования на образцах пористой среды (рис. 14).

Как видно, изменение объема оторочек от 20 до 5 % от объема пор снижает проницаемость пористой среды по длине образца. При больших оторочках происходит снижение проницаемости удаленной зоны, а при малых оторочках - зоны, близкой к входу в образец, так как облегчается смешение растворов и образование осадка.

Рис. 14. Изменение средней прони­цаемости k пористой среды при вы­теснении нефти растворами NaOH и СаС12 в зависимости от объема за­качки Vnoр

Вытеснение: 1, 2, 4, 5 - чередующимися оторочками раствора NaOH и СаС12 разме­ром 5, 10, 15 и 20 % от объема пор соответ­ственно; 3 - непрерывное раствором NaOH; ,- объемы закачки на момент стабилизации проницаемости

С повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при взаимодействии с щелочами [15]. К наиболее активным нефтям относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского месторождений (вязкость более 400 и 10 000 мПа·с соответственно).

Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом заводнения, даже с применением химических реагентов, не позво­лит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вязкости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями повышенной вязкости обычно используются площадные системы с густой сеткой скважин.

Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отлича­ются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение на­правления потоков жидкости).

Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обыч­ного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и поли­мерами.

Недостатки метода. Основными недостатками метода яв­ляются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать возможность применения метода.

Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой, вплоть до нуля.

Отсутствие широких испытаний метода и его модификаций в промысловых условиях и надежных данных по проводимым опы­там не позволяет оценить более конкретно область и условия его применения.

Лабораторные же исследования не дают возможности модели­ровать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте.

В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его ще­лочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании.

Будущее метода. В настоящее время будущее метода можно представить только на основании лабораторных исследо­ваний, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффек­тивности метода пока нет.

Как отмечалось, эффективность применения каустической соды обусловлена способностью нефтей при взаимодействии с ней сни­жать межфазное натяжение на контакте нефть-раствор щелочи, образовывать высокодисперсную устойчивую эмульсию типа «нефть в воде» при фильтрации по пласту и повышать смачиваемость пла­стов водой. Как правило, такие нефти высоковязкие. Применение обычных водных растворов щелочей на месторождениях с высоко­вязкими нефтями не позволит сильно увеличить охват пласта воз­действием, поэтому возникает необходимость сочетания- этого ме­тода с полимерным заводнением и тепловыми методами (горячая вода, пар). Термощелочные растворы значительно лучше вытес­няют нефть за счет улучшения смачивания пористой среды.

Модификации метода щелочного заводнения, направленные на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадко­образования, по-видимому, имеют более широкую область приме­нения. Их можно применять практически на любом месторождении, разрабатываемом с заводнением, но только на основании эконо­мических оценок, так как они требуют больших объемов химичес­ких реагентов.

studfiles.net

Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта

а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;  б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;  в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.

    

3.3. Химические  МУН

 Рис. 7. Применение химических методов  для вытеснения нефти

Химические МУН  применяются для дополнительного  извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов  с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.  Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 МПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью (Рис. 7).  Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.  Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.  Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.  Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.  Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.  Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.  Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности.  Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.  Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

• спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению  температуры текучести нефти, а  также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;  • биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;  • биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; • газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины. 

 

3.4. Гидродинамические  МУН

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости (Рис. 8).

   Первая группа попеременно  работающих скважин       Вторая группа попеременно работающих скважин  Рис. 8. Регулирование отборов гидродинамическими методами

  Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.  Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия (Рис. 9).

 Рис. 9. Механизм циклического воздействия на пласт

  Барьерное заводнение на газонефтяных залежах. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.  Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.  В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.  При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.  Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.  

 

3.5. Методы  увеличения дебита скважин

 Рис. 10. Схема проведения ГРП

Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин (Рис. 10).  Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.  Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.  Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.  Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.  Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.  

 Рис. 11. Потенциальные  возможности увеличения нефтеотдачи пластов  различными методами

Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия.  При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.  То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия.  Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов.  Так по России КИН тепловых методов составляет 15–30%, газовых методов – 5–15%, химических методов – 25–35%, физических методов – 9–12%, гидродинамических методов – 7–15% (Рис. 11). 

 

3.6. Применение  МУН в компании «Петрос»

Компания «Петрос» имеет большой опыт применения методов увеличения нефтеотдачи и располагает более 20 технологий МУН.  С 1991 года компанией были успешно реализованы многочисленные проекты по увеличению нефтеотдачи на месторождениях  России, США, Украины, Узбекистана.  Заказчиками в указанных проектах являются крупнейшие нефтегазодобывающие компании в России и за рубежом: ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Татнефть», ОАО «Газпромнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ВНИИнефть», JSC «Pertamina», JSC «Vietsovpetro».  

 

4. Эффективность применения  МУН

Согласно обобщенным данным при применении современных  методов увеличения нефтеотдачи, КИН  составляет 30–70%, в то время как  при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2006 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например,  лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.  Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами. 

 

5. Опыт применения  МУН в мире

Мировое потребление  нефти постоянно увеличивается: за последние 20 лет средний рост составил 1,45% в год. Несмотря на то, что  были годы, когда добыча нефти падала, общая тенденция увеличения добычи сохраняется.

Страны США Канада Южная Америка Африка Ближний Восток Западная Европа Восточная Европа и  страны бывшего СССР Россия Азия / Тихий океан Индонезия
Добыча  нефти, тыс. баррель 5499 2668 5667 9099 21257 3841 3167 10100 6795 870
 
Страны / МУН, % Америка Африка Азия / Тихий океан Европа Ближний Восток Россия
тепловые 26 34 16 20 22 22
химические 10 17 22 21 11 30
газовые 41 25 29 14 15 8
гидродинамические 13 13 8 17 6 12
физические 17 11 21 32 31 12

stud24.ru

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Вытеснение нефти растворами ПАВ, щелочей, полимерными системами. Механизм влияния на нефтеотдачу.

Классификация физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Щелочное заводнение.

Физико-химические методы

· Нагнетание ПАВ

· Нагнетание водных растворов полимеров

· Нагнетание водных растворов щелочи

· Нагнетание водных растворов кислот

· Мицеллярно-полимерное заводнение

Закачка в нефтяной пласт водных растворов реагентов, вызывающих щелочную реакцию, называется метод нагнетания водных растворов щелочи. Основными механизмами вытеснения являются:

· Снижение межфазного натяжения

· Эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии)

· Изменение смачиваемости пород

Эти механизмы основаны на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием щелочных мыл, которые мигрируют через границу раздела фаз в силу стремления системы к термодинамическому равновесию. Щелочные мыла образуются непосредственно на месте контакта нефти и щелочи. Минимум межфазного натяжения наблюдается в диапазоне концентраций щелочи от 0,005 до 0,5%. Следует отметить, что интенсивный перенос через границы раздела фаз весьма непродолжителен – порядка 20 – 40 минут. Применение водных растворов щелочи приводит к уменьшение контактного угла смачивания Ѳ породы водой до 10 – 20 градусов. Полярные компоненты нефти адсорбируются на поверхности пород и гидрофобизируют ее. Щелочные растворы способны вернуть поверхности ее первоначальные свойства, т.е. гидрофилизировать ее. В этом случае угол смачивания падает и в некоторых случаях уменьшается до нуля.В этом же диапазоне концентраций просиходит диспергирование фаз, в результате чего образуются эмульсии типа «нефть в воде». Образовавшаяся в пласте эмульсия снижает подвижность водной фазы. Таким образом, нефть извлекается из пористой среды за счет эмульгирования нефти и противоточного капиллярного замещения ее на раствор щелочи.

В качестве щелочного реагента используются:

· Гидроксид натрия NaOH

· Кремнекислый натрий Na2SiO3

· Гидроксид аммония Nh5OH

· Фосфорнокислый натрий Na3PO4

 

В зоне смешивания фильтруется нефть, вода, и щелочь с пониженной концентрацией. Характерной особенностью этой зоны является то, что концентрация щелочи в ней ниже того значения, при котором образуется эмульсия. В то же время, имеющаяся щелочь реагирует с кислотными компонентами нефти, в результате чего образуются ПАВ. Образовавшиеся ПАВ улучшают отмыв нефти в этой зоне. Активность взаимодействия нефтей с раствором щелочи оказывает значительное влияние на механизм вытеснения. Поэтому классифицируют нефти по их активности.

 

К настоящему времени известны следующие разновидности технологий нагнетания щелочных растворов:

· Раствор каустической соды

· Раствор каустической и поваренной соли

· Раствор каустической соды и силиката натрия

· Раствор щелочи и водорастворимые полимеры

· Раствор щелочи и ПАВ

· Раствор тринатрийфосфата

· Раствор щелочи совместно с природным газом

· Щелочно силикатное воздействие

· Термощелочное воздействие

Однако наряду с положительным воздействием щелочей на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породы коллектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми чешуйками и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Выпадение солей можно прогнозировать по химическому составу попутно добываемых вод, систематически отбираемых из всего фонда обводненныз скважин на любой стадии разработки.

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Особенности полимерного заводнения.

Нагнетание химических реагентов вызывает спектр физико-химических механизмов вытеснения нефти. Так нагнетание водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров, приводит к изменению свойств пластовой воды и поверхностей раздела между водой, нефтью и горной породой, к уменьшению параметра относительной подвижности и улучшению нефтеотмывающих свойств воды. Уменьшение относительной подвижности воды и нефти увеличивает охват пласта воздействием и коэффеициент вытеснения нефти, улучшает смачиваемость горной породы водой.

Полимерное заводнение.

Метод нагнетания водного раствора полимера – это закачка слабоконцентрированного раствора высокомолекулярного химического реагента – полимера. Полимеры представляют собой вещества с высокой молекулярной массой порядка 104 – 106. Это вещество обладает способностью значительно повышать вязкость воды, снижая тем самым ее подвижность, что приводит к повышению охвата пласта воздействием, по сравнению с заводнением. Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокой вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности воды и нефти и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. Размеры оторочки варьируются от 0,1 до 0,4 Vпор. При использовании полимера соотношение коэф-ов подвижностей уменьшается и соответственно, увеличивается коэф-т охвата пласта по площади и мощности. Соотношение коэф-ов подвижностей воды и нефти записывается как M=λв/λн, где λ=к/µ. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи при нагнетании водных растворов полимеров являются:

- Загущение воды, которое приводит к снижению соотношения подвижностей нефти и воды и снижению возможности прорыва воды к добывающим, скважинам;

- Закупорка высокопроницаемых каналов вследствие адсорбции полимеров на поверхности горной породы. Охват воздействием низкопроницаемых коллекторов при этом увеличивается.

Адсорбция полимеров поверхностью пористой среды возрастает с увеличением солености пластовой воды и уменьшением проницаемости пласта. Количество адсорбированного полимера зависит от структуры пористой среды, ее вещественного и компонентного состава, свойств, насыщающих пористую среду жидкостей типа полимера, его концентрации, молекулярного веса, скорости фильтрации в пористой среде, температуры и величины водородного показателя среды рН. Адсорбция на поверхности горной породы зависит от вида полимера.

Для вытеснения нефтей в качестве полимера используют:

-полиакриламиды

-полимеры на основе целлюлозы

- полисахариды

- полиэтиленокиды

В качестве растворителя может применяться как пресная, так и минерализованная вода с различным значением водородного показателя среды рН.

Закачка водного раствора ПАВ. Механизмы увеличения нефтеотдачи.десорб

Метод нагнетания водных растворов ПАВ – добавление к нагнетаемой воде ПАВ (или их композиций) с целью регулирования молекулярно-поверхностных свойств породы и насыщающих ее флюидов. ПАВ – вещества с ассиметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп. Причем полярные группы в основном являются гидрофильными и на границе раздела фаз нефть – вода погружаются в водную фазу, тогда как радикалы – гидрофобны и ориентированы в сторону менее полярной фазы нефтяной. Такая структура вещества и является причиной поверхностной активности (т.е. вещества, диффундируя через всю оторочку водного раствора, концентрируются на поверхности раздела водной и нефтяной фаз, снижая тем самым поверхностное натяжение между нефтью и водой). Для доизвлечения остаточно нефти в некоторых случаях необходимо использовать ПАВ, снижающие межфазное натяжение до 0,01 мН/м. При поступлении ПАВ в поровый объем ,содержащий нефть, образуется эмульсия. Водонефтяная эмульсия при движении по пласту впитывает нефтяные капли, и возникает связанный слой нефти. Другим механизмом улучшения вытеснения нефти водным раствором ПАВ является адсорбция молекул ПАВ на стенках поровых каналов, что приводит к изменению характера смачиваемости породы. Это происходит из-за образования более гидрофобной поверхностной пленки, чем первоначальная, а так же диспергирования гетерогенных систем и стабилизации дисперсных систем. Диспергирование гетерогенных систем зависит от понижения поверхностного натяжения.

В результате вышеуказанных механизмов в пласте происходят следующие процессы:

· Смачивание поверхности поровых каналов вытесняющей водой

· Уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть вода

· Вытеснение нефти с поверхности поровых каналов

· Диспергирование нефти потоком воды

Адсорбция – это процесс увеличения концентрации молекул на поверхности раздела фаз, который приводит к появлению адсорбционного слоя.

Десорбция – это процесс уменьшения концентрации молекул на поверхности раздела фаз.

В случае контакта раствора ПАВ с поверхностью порового канала происходит нарушение термодинамического равновесия и формируются двумерные а затем и трехмерные ассоциаты в адсорбционном слое. Над ними концентрируются одиночные молекулы ПАВ, а выше расположены мицеллы ПАВ ( конгломераты коллоидных ПАВ, образующихся при концентрации выше критической концентрации мицеллообразования (ККМ) и имеют характерные размеры от нескольких нанометром до микрометра)

 

 



infopedia.su