5.4. Вытеснение нефти из пласта растворителями. Вытеснение нефти из пласта растворителями


Повышение нефтеотдачи пластов. Лекция 13

ЛЕКЦИЯ 13

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

 

1. Методы увеличения извлекаемых запасов

Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. На первом месте, безусловно, стоит правильная расстановка скважин на залежи с учетом геологического строения пластов и осуществление регулирования процесса заводнения на основании регулярных гидродинамических исследований скважин. Эффективность эксплуатации залежи улучшается в результате воздействия на призабойные зоны пласта с целью увеличения дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа, а также приемистости нагнетательных скважин, если такие имеются для искусственного поддержания пластового давления. Эффективность заводнения может существенно повыситься, если в нагнетаемую воду добавлять химические реагенты, способствующие более полному вытеснению нефти из недр. Все вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи основаны на использовании тех или иных физических закономерностей, о которых говорилось в предыдущих лекциях.

В зависимости от условий залегания нефтей, их свойств и состава. а также исходя из экономической целесообразности применяют различные технологии добычи углеводородного сырья. Из наиболее известных технологий можно назвать закачку в пласт теплоносителя для снижения вязкости нефти. Эту же цель преследуют, нагнетая в пласты сжиженные газы, являющиеся растворителями нефти. Явление обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде используется для разработки технологии закачки в залежь газов высокого давления, что способствует переводу части нефтяных фракций в паровую фазу.

Для выравнивания подвижности воды и вытесняемой нефти в пласты нагнетают загушенную воду. Для повышения нефтеотдачи используют пены, стабилизированные поверхностно-активными веществами, подвижные очаги горения. Исследуются ультразвуковые, вибрационные, электрические методы воздействия на прискважинные зоны пласта.

 

2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод

Заводнение залежей является основным способом увеличения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. Но даже при всей его эффективности в недрах остается более половины запасов нефти. Одним из способов повышения эффективности заводнения может быть нагнетание в залежь вод, обладающих высокими вытесняющими свойствами. В соответствии с современными представлениями механизм моющего действия веществ применительно к отмывке углеводородов от минералов определяется их способностью улучшать смачивающие свойства вод, уменьшать их поверхностное натяжение на границе с нефтью и другими поверхностями. Они должны быть разрушителями суспензий и эмульсий и т.д.

В зависимости от строения и свойств пород пласта, а также состояния жидкостей в пористой среде параметры вытесняющей жидкости, влияющие на нефтевытесняющие свойства, могут быть неодинаковы. Если, например, нефть в пласте находится в рассеянном состоянии, то лучшими вытесняющими свойствами в этом случае будет обладать вода, характеризующаяся низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и хорошо смачивающая породу. 

При заводнении трещиноватых коллекторов целесообразно использовать воды с высокими величинами натяжения смачивания (s×CosQ), способные под действием капиллярных сил интенсивно впитываться в блоки породы, разбитой трещинами. 

Однако процессы впитывания воды в нефтенасыщенные породы сопровождаются образованием водо-нефтяных смесей отрицательно влияющих на нефтеотдачу из-за нарушения сплошности нефтяной фазы. Менее интенсивно такие смеси образуются при нагнетании в неоднородные пласты вод, обладающих низкими значениями (s×CosQ). Если это так, то в условиях нейтральной (промежуточной) смачиваемости, когда угол смачивания близок к 90°, а s имеет минимальные значения, коэффициент нефтеотдачи должен увеличиваться. Такие воды обладают плохими моющими свойствами, но их вытесняющая способность наиболее высока. В этом отношении следует отдавать предпочтение пластовым водам, добываемым попутно с нефтью, и закачивать их обратно в пласты после соответствующей подготовки. Пресные воды, используемые для поддержания пластового давления, лучше смачивают поверхность породы и образуют более стойкие эмульсии на контакте с нефтью. Кроме того, они способствуют набуханию глинистого цемента, входящего в состав терригенных коллекторов и уменьшению объема порового пространства. Правда некоторые ученые считают, что при этом происходит отжатие нефти из сжимающегося канала фильтрации, но судя по результатах лабораторных экспериментов, приведенным в их работах, это не так. Гораздо проще объяснить полученный эффект простым перераспределением фильтрационных потоков за счет изменения структуры каналов фильтрации.

В терригенных коллекторах месторождений Удмуртии, где содержание глинистого вещества незначительно (0-5%), снижение проницаемости при фильтрации пресных и слабоминерализованных вод связано с увеличением толщины слоя рыхло связанной воды у поверхности каналов фильтрации. При изменении газопроницаемости пород от 0,2 до 0,9 мкм2 относительное снижение проницаемости для пресной воды по сравнению с минерализованной составляет в среднем 55%, изменяясь от 34 до 75%. 

Близкие цифры изменения проницаемости для пресной воды по отношению к пластовой (в среднем 46% при диапазоне изменения от 29 до 67%) получены в ходе экспериментов на песчаниках месторождений Башкирии, характеризующихся газопроницаемостью от 0,3 до 0,9 мкм2.

Проведенные исследования свидетельствуют о снижении проницаемости кварцевых алевритистых песчаников, содержащих незначительное количество глинистого цемента, за счет изменения химического состава нагнетаемой воды, оказывающего влияние на толщину диффузного слоя связанной (рыхлосвязанной) воды на поверхности каналов фильтрации. По мере опреснения воды, фильтрующейся в пористой среде, толщина этого слоя увеличивается в соответствии с (1), что приводит к снижению проницаемости. С повышением минерализации нагнетаемой воды проницаемость породы вновь увеличивается. Контрольные измерения газопроницаемости, сделанные после проведения исследований, показали, что никаких структурных изменений в строении порового пространства пород не произошло, и их абсолютная проницаемость не изменилась. Точнее, отклонение составило в среднем ± 7,5% , что в пределах погрешности оценки проницаемости в лабораторных условиях.

    ,                                      (1)

где Dh - изменение толщины слоя связанной воды;

a - степень диссоциации электролита;

n - число ионов, на которые распадается молекула электролита;

m - вязкость жидкости;

r - радиус ионов;

К - постоянная Больцмана;

Т - абсолютная температура;

m - масса ионов;

С1 и С2 - мольные концентрации солей в пластовой и нагнетаемой воде.

Механизм процесса, вызывающего изменение водопроницаемости пористой среды, связан с катионным обменом на поверхности глинистых частиц, входящих в состав цемента породы. При этом возможны два вида взаимодействия раствора с минералами. В первом случае, когда фильтруются растворы, содержащие те же катионы, что и поглощенный глинистым веществом комплекс, катионный обмен практически отсутствует. Состав поглощенного минералами комплекса не меняется, и изменение толщины диффузного слоя определяется преимущественно различием концентраций солей в нагнетаемой и пластовой (связанной) воде.

Во втором случае изменение проницаемости будет определяться видом катионов, поступающих или вымывающихся из поглощенного комплекса и различием концентраций пластовой воды и нагнетаемой жидкости. Наибольшие изменения проницаемости наблюдаются в случае преобладания в поглощенном комплексе катионов натрия.

 

№ образца

Проницаемость, мкм2

Относительное снижение проницаемости,

 

для р-ра NaCl

для пресной воды

%

1878

0,230

0,096

58

1879

0,136

0,034

75

1881

0,018/ 0,012

0,013 / 0,0073

34

1883

0,131

0,046

65

1883а

0,014

0,006

57

3806

0,045 / 0,058

0,023 / 0,038

42

Среднее

 

 

55

Примечание: в знаменателе указаны значения проницаемости  во втором цикле нагнетания минерализованной и пресной воды.

        

В связи с этим для восстановления приемистости нагнетательных скважин, разрабатывающих залежи в терригенных коллекторах, для поддержания пластового давления целесообразно использовать воду, имеющую минерализацию и химический состав близкий к составу пластовой воды. 

Более того, для улучшения фильтрационных характеристик пластов для закачиваемых вод можно добавлять в них компоненты, содержащие хлоридные соли многовалентных металлов (например, AlCl2, FeCl3) или сульфатные (например, Na2SO4, K2SO4), или нитратные (например, NaNO3, KNO3) добавки, способствующие уменьшению толщины слоя рыхлосвязанной воды и повышению проницаемости пород.

 

3. Обработка воды поверхностно-активными веществами

Необходимых изменений поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела фаз в пористой среде можно добиться с помощью добавок к воде поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическому признаку все ПАВ разделяются на анионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества. Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относится к анионо-активным веществам.  Соответственно катионо-активные вещества образуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алкиларильный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток.

Распространенным неионогенным ПАВ является ОП-10 на который лет пятнадцать - двадцать назад возлагались огромные надежды. Примером катионо-активного ПАВ является карбозолин О, который используется для гидрофобизации песчаников. К анионо-активным относятся: сульфонол  НП-1, НП-3, сульфонаты и др.

В лабораторных условиях испытывалось влияние на нефтеотдачу различных химических добавок. В настоящее время уже почти всем стало ясно, что универсального средства для увеличения нефтеотдачи не существует. Один и тот же реагент в разных условиях ведет себя по-разному. В таблице приведены результаты лабораторных исследований различных реагентов, используемых для повышения нефтеотдачи пластов в условиях месторождений Урало-Поволжья. Эти исследования проводили в ПермНИПИнефть, БашНИПИнефть, УдмуртНИПИнефть, Гипровосток.

 

Технология (оторочки растворов хим. реагентов без детализации по модификациям)

Относительный прирост коэффициента нефтевытеснения

 

Диапазон изменения

Среднее

Неионогенные ПАВ(типа ОП-10)

с начала процесса заводнения

 при доотмыве остаточной нефти

 

0 - 0,11        

0 - 0,12

 

0,055

0,019

Анионактивные ПАВ(в карбонатах)

0 - 0,34

0,156

То же (в терригенных породах)

0 - 0,13

0,044

Щелочи и композиции на их основе

0 - 0,38

0,155

Полимеры

0 - 0,28

0,113

Углекислота

0,05 - 0,28

0,122

 

Из таблицы видно, что любая технология может оказаться вообще неэффективной в тех или иных условиях, в то же время другая может дать положительный эффект. Ярким примером являются анионо-активные ПАВ, которые в терригенных коллекторах практически неэффективны, тогда как в карбонатах дают весьма ощутимые приросты коэффициента нефтевытеснения.

Поверхностно-активные вещества в различной степени адсорбируются поверхностью пород. Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в поверхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентрацией растворенного вещества   и концентрацией С устанавливается уравнением Гиббса

  ,

где R - универсальная газовая постоянная

Т - абсолютная температура.

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

Величину поверхностной активности можно определить по изотерме адсорбции Г=f(C) и зависимости поверхностного натяжения от концентрации растворенного вещества s=f(C).

 

 

 

 

 

Вначале поверхностное натяжение быстро падает, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами изменение s с увеличением концентрации ПАВ уменьшается и когда адсорбция достигает постоянного значения, соответствующего полному насыщению слоя молекулами ПАВ, прекращается. Поэтому поверхностную активность ПАВ оценивают величиной

т.е. начальным значением G0  при концентрации ПАВ, стремящейся к нулю. В системе СИ единицами измерения поверхностной активности являются Н×м2/кмоль.

1 мН×м2/кмоль=1Гиббс=1Дин/см/(моль/дм3)

Наиболее подходящими для обработки нагнетаемых вод считаются ПАВ, значительно снижающие поверхностное натяжение на границе с нефтью при небольших концентрациях, улучшающие смачиваемость поверхности породы, малоадсорбирующиеся на ней и разрушающие водонефтяные эмульсии. Кроме того, они должны быть дешевыми, полностью растворимыми в пресной и пластовой воде, устойчивыми по отношению к солям пластовых вод. Лучшими показателями обычно обладают смеси различных ПАВ. В связи с этим основной задачей лабораторных исследований становится подбор наилучших композиций для конкретных условий залегания нефти. Огромный объем исследований требует больших затрат времени и средств и поэтому мало где реализуется в полной мере.

Применение ПАВ в промышленных объемах для увеличения нефтеотдачи встречает значительные трудности вследствие адсорбции их огромной поверхностью каналов фильтрации. Следует, однако, учитывать, что в результате фильтрации воды вслед за оторочкой раствора химреагента происходит частичная десорбция вещества, и перенос его в другие части пласта. 

С другой стороны, если бы адсорбция не происходила, тогда и механизм действия ПАВ не мог бы реализоваться в полной мере. Известны  результаты исследований эффективности полимерного заводнения с использованием веществ, понижающих адсорбцию активного реагента на поверхности породы, свидетельствующие об отсутствии технологического эффекта.

 

4. Щелочное заводнение

Растворы щелочей нагнетают в пласты в виде оторочек, продвигаемых пресной водой. Механизм действия щелочных оторочек связан с образованием поверхностно-активных веществ в результате взаимодействия щелочи с нефтью, приводящим к снижению поверхностного натяжения на границе раствора с нефтью, гидрофилизации поверхности пород (терригенных в большей степени).  За счет эмульгирования нефти создаются дополнительные гидродинамические сопротивления, способствующие увеличению микро- и макроохвата пласта заводнением. В настоящее время проводятся промысловые испытания щелочного заводнения и его модификаций, выражающихся  в создании смесей щелочей с различными типами ПАВ, термощелочное заводнение и др. Эффективность щелочного заводнения тесно связана с активностью нефтей, зависящей от содержания в них кислотных компонентов, реагирующих со щелочами. Чем более активны нефти, тем сильнее снижается поверхностное натяжение на их границе с раствором щелочи.

 

5. Полимерное заводнение

Загущение воды путем добавки к ней водорастворимых полимеров преследует цель выровнять фронт вытеснения за счет устранения или снижения вязкостной неустойчивости и предотвращения преждевременного прорыва нагнетаемой воды в добывающие скважины. При этом реализуется основное свойство полимерных растворов сопротивляться усилию, которое прилагается к ним. 

Чем выше скорость фильтрации раствора полимера при прочих равных условиях, тем выше фактор сопротивления. Величина фактора сопротивления определяется отношением подвижности раствора полимера к подвижности воды. Другим важным показателем вероятной эффективности метода является остаточный фактор сопротивления, который определяется после промывки пористой среды водой и десорбции или разрушения закачанного ранее полимера. В связи с тем, что в реальных условиях полимерное заводнение малоэффективно из-за резкого снижения скоростей фильтрации по мере удаления оторочки от нагнетательной скважины, в чистом виде технологию нигде не используют. Ее применяют в сочетании с нагнетанием композиций химреагентов с саморегулирующейся вязкостью. Такие реагенты снижают свою вязкость при контакте с нефтью и повышают ее при контакте с водой, что позволяет наиболее эффективно вытеснять нефть в реальных условиях залегания углеводородов, когда геологическое строение и коллекторские свойства пород резко изменяются в пределах залежи.

 

6. Применение углекислоты для увеличения  нефтеотдачи пластов

Углекислый газ, растворенный в воде или введенный в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и коллектора, что способствует увеличению нефтеотдачи пластов.

СО2-бесцветный газ тяжелее воздуха с относительной плотностью 1,529. Критическая температура 31,1°С; критическое давление-7,29 МПа; критическая плотность-468 кг/м3. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1650 кг/м3, которая возгоняется при температуре -78,5°С и атмосферном давлении. Поверхностное натяжение жидкого углекислого газа снижается с ростом температуры.

 

Температура, °С

-52

0

+20

+25

Поверхностное натяжение, мДж/м2

16,54

4,62

1,37

0,59

 

Растворимость углекислого газа в воде с увеличением давления быстро возрастает. Повышение температуры и минерализации воды сопровождается уменьшением растворимости СО2. С увеличением концентрации углекислого газа вязкость воды возрастает. Например, при температуре 20°С и давлении 11,7 МПа вязкость карбонизированной воды равна 1,21 мПа×с. Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СО2 в них возрастает. С очень легкими нефтями СО2 смешивается полностью при давлениях 5,6-7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой углекислоте растворяются не полностью. Нерастворимый остаток состоит из смол, парафинов и других тяжелых углеводородов. С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ в сжиженном виде нагнетается в виде оторочки и проталкивается карбонизированной водой. При этом происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком углекислом газе с соответствующими изменениями их свойств. Вязкость нефти уменьшается, а ее объем увеличивается, снижается поверхностное натяжение на границе нефти с  водой. Например, увеличение объема Арланской нефти при концентрации СО2, равной 25% по массе, достигает 30% при температуре 24°С и давлении 12 МПа, а вязкость ее уменьшается с 13,7 мПа×с до 2,3 мПа×с.  Значительная экстракция легких углеводородов из нефти наблюдается при температуре и давлении выше критических для СО2 и поэтому процесс сходен с процессом ретроградного испарения легких фракций нефти в фазу, обогащенную углекислым газом.

По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты 4-5% от объема пор, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с обычным заводнением. Нагнетание карбонизированной воды позволяет при благоприятных условиях увеличить коэффициент нефтевытеснения относительно обычного заводнения почти на 30%. Углекислый газ является эффективным средством увеличения нефтеотдачи  карбонатных и терригенных пластов в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах     24 -71°С. Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия ее с породой. В результате такого взаимодействия проницаемость породы может увеличиться. Под воздействием углекислоты повышается кислотность глинистых минералов, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Промышленные опыты по закачке СО2 в продуктивные пласты дали обнадеживающие результаты.

 

7. Термические способы увеличения нефтеотдачи

Впервые опыты по тепловому воздействию на пласт в России были начаты в 30-е годы. При нагнетании в пласт горячей воды повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды. В начале процесса горячая вода, нагнетаемая в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя образуется зона остывшей воды. 

Следовательно, нефть практически вытесняется водой, имеющей пластовую температуру. Влияние теплоносителя на эффективность вытеснения нефти начинает сказываться в более поздний водный период разработки залежи. 

Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в прогретой зоне. Улучшается смачиваемость поверхности, возрастают интенсивность и роль капиллярного перераспределения жидкостей.  

Если уменьшение вязкости нефти способствует увеличению нефтеотдачи, то интенсификация капиллярных процессов на фронте вытеснения может оказать существенное отрицательное влияние на нефтеотдачу. Эти явления могут возникать при низкой температуре теплоносителя в пласте (до 80-85°С).

Если в пласт нагнетается перегретый водяной пар, то нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура снижается до температуры насыщенного пара т.е. до точки кипения воды в пластовых условиях. Далее на нагрев пласта расходуется скрытая теплота парообразования и затем пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара до тех пор, пока вся скрытая теплота парообразования не будет израсходована. Затем пласт будет нагреваться за счет температуры горячей воды до тех пор, пока ее температура не упадет до начальной пластовой.

Другим методом термовоздействия является осуществление процесса внутрипластового горения. Вытеснение нефти происходит горячими газообразными продуктами  сгорания части нефти, нагретой водой и паром. Суммарный результат воздействия движущегося очага горения в пласте складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи. 

В первую очередь выделяются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти. Затем конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности; происходит термическое расширение жидкостей и пород, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые остатки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Успешному осуществлению процесса способствует равномерность распределения нефти в пласте, высокая проницаемость и пористость пород. Более устойчивые очаги горения возникают в пластах, содержащих тяжелые нефти, обладающие повышенным содержанием коксового остатка. Повышенная водонасыщенность пласта затрудняет течение процесса. Тепловая волна, образующаяся при горении, характеризуется температурной кривой, имеющей два ниспадающих крыла с максимумом между ними, соответствующим температуре очага горения. По лабораторным данным ее величина достигает 550-600 °С. Фронтальное крыло температурной кривой возникает в процессе горения кокса и частично нефти вследствие распространения тепла конвективным его переносом продуктами горения и конденсации паров углеводородов и воды за счет теплопроводности. После движущегося очага горения остается нагретая порода, постепенно охлаждающаяся движущимся здесь окислителем. По данным лабораторных экспериментов длина тепловой волны достигает нескольких десятков сантиметров. Скорость движения волны зависит от плотности потока окислителя и концентрации в нем кислорода и может изменяться от единиц до десятков метров в сутки. Считается, что при осуществлении описанной технологии нефтеотдача может достигать 70-85%.

 

8. Вытеснение нефти из пласта растворителями

Основой механизма вытеснения нефти растворителями является отсутствие поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, которой, в сущности, нет. Растворитель, например, пропан проталкивается более дешевым агентом. При движении оторочки растворителя она размывается с одного края нефтью, а с другого - вытесняющим агентом. Степень перемешивания жидкости характеризуется коэффициентом дисперсии D, который называют коэффициентом конвективной диффузии или коэффициентом перемешивания. Этот коэффициент зависит от скорости движения и на несколько порядков может превосходить коэффициент молекулярной диффузии. Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и растворителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гравитационных языков. Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения ее сплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для различных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. На практике размеры оторочек растворителя колеблются от 4 до 12% от объема пор.

Большое влияние на эффективность процесса оказывает состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. 

Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефть, например, спирты. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. 

Если оторочка продвигается по пласту газом, то в качестве растворителя обычно используются сжиженные пропан-бутановые смеси и другие более тяжелые углеводороды. 

Состав растворителя необходимо выбирать так, чтобы наблюдалась неограниченная взаимная растворимость оторочки в нефти и газе. При этом условии в пористой среде не возникают границы раздела фаз и вытеснение нефти осуществляется более эффективно. Для осуществления смесимого вытеснения нефти оторочкой необходимо выбрать такой состав углеводородов растворителя, при котором они в пластовых условиях находятся в жидком состоянии.

9. Вытеснение нефти газом высокого давления

По данным опытов при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти  или ее компонентов, на поверхности можно получить конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически эту технологию трудно осуществить, т.к. для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70-100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м3 в нормальных условиях для растворения 1 м3 нефти). 

Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким. Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать наиболее летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлением, необходимым для полного растворения нефти. 

Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти.  

Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, т.к. процесс становится близким к тому, который наблюдается при вытеснении нефти жидким растворителем.

        

wudger.ru

5. Повышение нефтеотдачи пластов.

5.1. Методы увеличения извлекаемых запасов нефти.

Увеличение нефтеотдачи пластов — сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т. д. За многолетнюю практику эксплуатации нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Далее мы рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, в основе которых лежат те или иные физические явления, изученные нами в предыдущих разделах. Увеличение нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора. Везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или же в нефтяную часть залежи. Эффективность заводнения еще более повышается при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства. Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не дают еще возможности извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности. Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов.

В лабораторных условиях и при промышленных испытаниях получили хороший результат при использовании многих других методов увеличения нефтеотдачи: нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами стабилизированными поверхностно-активными веществами, движущийся очаг горения и т.д.. В лабораторных условиях изучаются также электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия на пласт[7].

5.2. Обработка воды поверхностно-активными веществами.

Необходимые изменения поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела пластовой системы в зоне их контакта в пористой среде можно добиться с помощью добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ). Молекулы большинства 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 классифицируются на анионо-активные и катионо-активные и неионогенные вещества. Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относят к анионо-активным веществам. Катионо-обменные вещества образуют в водных растворах катионы содержащие длинные цепи углеводородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алкиларильный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток. Применение ПАВ в промышленности для улучшения нефтевымывающих свойств вод встречает значительные трудности вследствие адсорбции их огромной поверхностью пород. В зоне же водо-нефтяного контакта концентрация ПАВ понижается и действие их уменьшается. Следует, однако, учитывать, что при фильтрации чистой воды в дальнейшем происходят также процессы десорбции. Кроме того, установлено, что адсорбция не одинакова по всему пласту[8].

studfiles.net

5.4. Вытеснение нефти из пласта растворителями.

Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. Например, при использовании в качестве вытеснителя сухого газа оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. Легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объемы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому изучается процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода - растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остается не вытесненным в обводненной зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях[10].

5.5. Вытеснение нефти газом высокого давления.

По данным опытов при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компонентов, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать 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 остальном сущность процесса остается той же. Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем[11].

5.6. Развитие новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Перечисленными выше способами не ограничиваются возможности увеличения нефтеотдачи пластов. Дальнейшее развитие науки и техники и, в частности, физики нефтяного пласта, несомненно, расширит круг принципиально новых методов извлечения остаточной нефти из пласта. Уже сейчас можно наметить новые направления в этой области. Некоторые из них представляют развитие или новые варианты уже известных способов воздействия на пласт. Например, одним из новых вариантов теплового воздействия может оказаться в будущем испытываемый в лабораторных условиях метод создания в пласте токопроводящих каналов, служащих нагревательными элементами. Доказана возможность получения в нефтеносном пласте скоксованной высокотемпературной зоны (в форме канала) в результате пробоя пород электрическим током высокого напряжения. Этот способ образования каналов скоксованной нефти предполагается использовать в дальнейшем для создания и поддержания устойчивого очага горения. В последние годы некоторыми отечественными и зарубежными исследователями получены интересные экспериментальные материалы по возможности использования электрокинетических явлений и электрофореза для увеличения нефтеотдачи. Технология применения электрического тока для увеличения. Нефтеотдачи пластов пока не разработана. Разрабатывается и испытывается на промыслах упруго-капиллярный циклический метод воздействия на пласт. Он основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, когда в пористой среде коллектора возникает нестационарное распределение пластового давления, сопровождающееся перетоками жидкости из одних слоев в другие. Это достигается периодическим изменением объема нагнетаемой в пласт воды и добываемой из пласта жидкости.

Вместе с тем возникают переменно изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, в результате которого возникают условия для внедрения воды в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны и вытеснения нефти в зоны с повышенной проницаемостью (активного дренирования). По промысловым данным при испытании циклического процесса получены обнадеживающие результаты. Испытываются ультразвуковой и вибрационный методы воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи. Предполагается, что ультразвук или вибрации давления, генерируемые в скважине, будут способствовать возникновению в пористой среде колебательных процессов, способствующих увеличению подвижности нефти, расслоению водо-нефтяных смесей, уменьшению вязкости жидкостей и т. д. Вследствие быстрого затухания в пласте генерируемых волн вибрационная обработка применяется пока для обработки призабойной зоны скважин. Ведутся исследовательские работы по изучению процессов вытеснения нефти водными растворами полимеров, обладающими повышенной вязкостью.

helib.ru

46. Понятие о нефтеотдаче пласта. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. | MGB05 вики

Нефтеотда́ча — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.

Для повышения нефтеотдачи применяются следующие способы:

- закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

- вытеснение нефти растворами полимеров;

- закачка в пласт углекислоты;

- нагнетание в пласт теплоносителя;

- внутрипластовое горение;

- вытеснение нефти из пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ,снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.

При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяно-го контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01...0,05 % придают ей вязкоупругие свойства.

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2...! % пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5...10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти.

При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, далее незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Нагнетание в пласт теплоносителя(горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

ru.mgb05.wikia.com

Заключение

Физика пласта быстро развивается и уже в настоящее время охватывает чрезвычайно широкий круг вопросов. Развитие этой отрасли науки и полученные в последнее время результаты показали, что такой описательный подход оказывается недостаточным. Сложившийся подход к изложению курса физика пласта характеризуется слабой связью с технологическими особенностями процессов добычи нефти и газа. В то же время подготовка и мышление инженера должно быть организовано таким образом, чтобы, представляя физическую сторону дела, он мог бы делать соответствующие технологические оценки. Следует вспомнить принцип Уилера, согласно которому перед началом экспериментирования и действий необходимо сделать предварительные оценки. Такое сочетание мышления с представлением о порядках цифр позволяет избегать ошибок и неверных решений, реализуя цепочку наука - здравый смысл - наука или здравый смысл-наука - здравый смысл. Иными словами, можно сказать, что математика и здравый смысл, отправляясь с разных позиций, должны стыковаться и действовать в одном направлении. Этот процесс можно представить, как прокладку тоннеля, когда работы ведутся с двух концов одновременно. Важно, чтобы двигающиеся навстречу друг другу участки тоннеля встретились.

Список литературы

1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974. - 377 с.

2. Кобранова В. Н. Физические свойства горных пород. М., Гос-топтехиздат, 1963. - 264 c.

3. Тривус Н.А., Винградов К. В. Исследования нефти и газа в пластовых условиях. Баку, Азнефтеиздат, 1958. - 159 c.

4. Шейдеггер А.Э. Физика течения жидкостей через пористые среды. М., Гостоптехиздат, 1960. - 132 c.

5. Xанин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. М. Гостоптехиздат, 1963. - 76 c.

6. Оркин К.Г., Кучинекий П. И. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1955. - 270 с

7. Бабалян Г. А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку, Азнефтеиздат, 1956. - 344 c.

8. Бабалян Г.А., Кравченко И. И., Мархасин И. Л., Рудаков Г. В. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1962. - 167 c.

9. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А. И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М, пзд-во "Недра", 1969. - 214 c.

10. Забродин П.И., Раковский Н.Л., Розенбер г М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М., изд-во"Недра" , 1968. - 188 c.

11. 3акс С.Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. М-, Гостоптехиздат, 1963. - 225 c.

Приложение

32

studfiles.net

8.4 Вытеснение нефти из пласта растворителями

Одним из методов увеличения нефтеотдачи является вытеснение нефти из пласта путём нагнетания в пласт растворителей (спиртов, бензола, жидкого пропана и т. д.).

Сущность технологии заключается в том, что в пласте создаётся оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешёвым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает её из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытес- няющего агента. Например, при использовании в качестве вытеснителя жидко- го пропана оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе.

По данным лабораторных опытов при вытеснении нефти, например, жид- ким пропаном нефтеотдача приближается к 100%. Это можно объяснить отсут- ствием поверхностей раздела между нефтью и вытесняющей её жидкостью, а следовательно, и капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти.

Эффективность процесса во многом зависит от параметров пласта и усло- вий вытеснения, определяющих закономерности движения оторочки раствори- теля – соотношения вязкостей нефти и вытесняющей жидкости, длины пласта и степени однородности его физических свойств, скорости вытеснения и т. д.

Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и рас- творителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гра- витационных языков.

Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения её оплош- ности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для раз- личных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. При практическом осуществлении процесса размеры оторочки колеблются от 4 до 12% объёма порового пространства.

Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для пол- ного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении нефти по схеме «жидкий пропан – газ» увеличение давления в пласте приводит к более полно- му её извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью.

Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Лёгкие нефти эф- фективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтя- ной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя.

Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при боль- шом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно приме- нять растворители, смешивающиеся с водой и с нефтью, например, спирт.

Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в раство- рителе. В этом случае легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объёмы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки рас- творителя. Поэтому более перспективен процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода – растворитель наблюдаются уже из- вестные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающих- ся систем и значительное количество растворителя остаётся не вытесненным в обводнённой зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и реге- нерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях.

Применение растворителей может быть эффективным при разработке за- лежей высоковязкой нефти. Ниже приведены результаты экспериментальных и промысловых исследований эффективности применения растворителей для увеличения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и выбор оптимального размера оторочки растворителя при различных температу- рах пласта.

При реализации метода вытеснения нефти растворителями в пласт закачива- ется оторочка растворителя определённых размеров, которая смешивается с нефтью [10]. Затем эта оторочка перемещается по пласту каким-либо рабочим аген- том: водой, газом или их смесью. По мере перемещения по пласту оторочка «чисто- го» растворителя будет сокращаться в размерах за счёт смешения с нефтью на передней границе и вследствие неполного вытеснения ее проталкивающим аген- том. Поэтому существует некоторый оптимальный размер оторочки, позволяющий с наименьшими затратами растворителя получить наибольшую нефтеотдачу.

Цель лабораторных исследований – определить оптимальный размер ото- рочки растворителя для условий Усинского месторождения. При этом учитыва- лось, что особенностью пермокарбоновой залежи Усинского месторождения является наличие под ней девонской залежи лёгкой нефти, большая часть кото- рой в плане совпадает с пермокарбоновой залежью. Поэтому одним из вариан- тов разработки пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти может быть перепуск в эту залежь девонской нефти через специальные перепускные сква- жины. Расчёты показывают, что в этом случае температура лёгкой нефти на уровне пермокарбоновой залежи составит около 40°С. Учитывая это, исследо- вания проводились при двух значениях температур – 25°С (начальная пластовая температура) и 40°С.

Исследования проводились на насыпной модели пласта длиной 450 мм [11]. Методика работ состояла в следующем: вначале модель заполняли пластовой во- дой, которая потом вытеснялась дегазированной тяжёлой нефтью Усинского ме- сторождения до появления на выходе безводной нефти. Затем модель термостатировалась при заданной температуре. После этого в модель закачивали определённое количество растворителя (в качестве растворителя использовали де- вонскую лёгкую нефть Усинского месторождения). В последующем переходили к закачке воды, которую вели до практически полного обводнения добываемой продукции. Скорость вытеснения нефти в период закачки растворителя и воды была постоянной. Результаты исследований приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Результаты опытов по вытеснению высоковязкой нефти оторочками легкой нефти, перемещаемыми водой

*) Вытеснение нефти водой (без оторочки).

Нефтеотдача определялась по следующей формуле:

 qдоб  qзак/qнач

где qдоб – общее количество добытой в опыте нефти;

qзак – количество закачанной в модель лёгкой нефти;

qнач – начальное содержание нефти в пласте.

На рисунке 8.7 приведены зависимости коэффициента нефтеотдачи от размера оторочки растворителя для температуры 25 и 40°С. Из рисунка видно, что при начальной температуре пласта (кривая 1) оптимальный размер отороч- ки равен 0,2 порового объёма пласта. При оптимальном размере оторочки неф- теотдача достигает 57,4%, что в 1,7 раза больше, чем при гидродинамическом вытеснении нефти одной водой той же температуры. При температуре 40°С максимального значения (77%) нефтеотдача достигает при размере оторочки лёгкой нефти 0,5 порового объёма пласта.

Объём закачки, в долях порового объёма пласта 1 – температура 25°С; 2 – температура 40°С

Рисунок 8.7 – Зависимость нефтеотдачи от размера оторочки растворителя

Таким образом, существует оптимальный размер оторочки растворителя, превышение которого приводит к преждевременному прорыву растворителя на выходе из модели. В результате этого в пласте создаются каналы с понижен- ным фильтрационным сопротивлением, по которым в дальнейшем фильтруется вытесняющий агент. Это приводит к снижению охвата и нефтеотдачи пласта.

Увеличение оптимального размера оторочки при увеличении температуры обусловлено тем, что с повышением температуры пласта снижается соотношение вязкостей нефти и растворителя. В результате повышается охват пласта.

Таким образом, проведённые исследования показали, что метод вытесне- ния высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи оторочками перепускаемой девонской нефти этого же месторождения, перемещаемыми водой, следует рас- сматривать как один из перспективных методов увеличения нефтеотдачи.

Следует отметить, что одним из факторов, осложняющим применение растворителей в условиях неоднородных пластов, содержащих высоковязкую нефть, является языкообразование, которое приведёт к низкому охвату пласта вытеснением. Однако при тщательном контроле за продвижением лёгкой нефти, своевременном регулировании фронта вытеснения и циклического ре- жима нагнетания можно добиться значительного увеличения охвата пласта процессом.

В условиях, когда фильтрация растворителя, закачиваемого в пласт, про- исходит в основном по высокопроницаемым зонам, представляет интерес оцен- ка скорости диффузии растворителя в пористые блоки и эффективности вытеснения высоковязкой нефти в трещины.

С этой целью были проведены опыты, в которых использовались нефте- насыщенные образцы пермокарбоновой залежи Усинского месторождения диаметром 60-70 мм, отобранные при бурении скважин. Исследуемые образцы помещались в керосин и выдерживались при разных температурах 7 суток, в течение которых регулярно замерялось количество выделившейся нефти и со- держание в этой нефти тяжёлых компонентов – смол и асфальтенов. Было про- ведено 3 опыта с близкими по свойствам образцами при 25, 50 и 100°С. Во всех опытах получены близкие значения нефтеотдачи – в среднем 50%. Из рисун- ка 8.8, где приведена динамика накопленной добычи смол и асфальтенов, вид- но, что процесс диффузии в основном заканчивается через 2 суток.

Следует отметить, что, учитывая результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний, проведённых по Ярегскому месторождению, наиболее перспективным является применение термощелочного воздействия на залежах высоковязкой нефти.

Проведённые исследования показывают, что при фильтрации растворите- ля по трещинам, в результате диффузионного обмена, высоковязкая нефть в блоках может быть частично замещена на менее вязкую углеводородную жид- кость, извлечь которую значительно проще.

Для оценки эффективности обработки призабойных зон пласта раствори- телями были проведены экспериментальные исследования на насыпной модели пласта, которая набивалась карбонатной породой и затем заполнялась пласто- вой нефтью Усинского месторождения из пробоотборника при противодавле- нии на выходе из модели – 10 МПа.

Рисунок 8.8 – Динамика добычи смол и асфальтенов за счёт диффузии

Затем в модель пласта закачивались различные объёмы конденсата. После этого по истечении некоторого времени (выдержки) с целью диффузионного обмена осуществляли отбор нефти на режиме истощения с той стороны модели, куда закачивался конденсат. Исследования проводили при температуре 25°С, соответствующей начальной температуре пласта. Сопоставление кривых исто- щения пласта без обработки конденсатом (базовый опыт) и после обработки различными объёмами конденсата показывает, что почти во всём интервале снижения пластового давления нефтеотдача пласта после обработки конденса- том на 3-6% меньше, чем в базовом опыте. Это объясняется тем, что при закач- ке конденсата в залежь высоковязкой нефти улучшаются условия дегазации высоковязкой нефти. При этом возрастает фазовая проницаемость для газа и его энергия используется менее эффективно. В то же время, сопоставляя темпы истощения пласта в различных опытах, можно сделать вывод, что при обработ- ке конденсатом в 1,5-2 раза возрастают темпы отбора нефти за счёт снижения фильтрационных сопротивлений пласта. Если же учесть значительное сниже- ние гидравлических сопротивлений в добывающих скважинах и выкидных ли- ниях, то эффект может быть ещё больше.

Пробная закачка конденсата, вырабатываемого из попутного газа на Усинском ГПЗ, была проведена в феврале-мае 1982 г. в скважины 1326 и 1327 участка залежи, разрабатываемого на естественном режиме. Следует отметить очень быструю реакцию окружающих скважин. Отдельные из них, располо- женные на расстоянии до 250 м от нагнетательной, начали реагировать через один-два дня после начала закачки. Несмотря на небольшой объём закачки (3 700 т), конденсат распространился через 5 суток на расстояние почти 2 км в северо-восточном направлении. В результате закачки конденсата добыча нефти на ДНС, к которой были подключены реагирующие скважины, возросла с 795 до 899 в феврале и 824 м3/сут. в марте. Дебит отдельных реагирующих скважин замерить не удалось из-за интенсивного дегазирования нефти при смешении с конденсатом.

plastu.000webhostapp.com

ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Поиск Лекций

 

В главе III были рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явление обратного или ретроградного их испарения, сущность которого заключается в том, что свойства сжатых под высоким давлением углеводородных газов сходны со свойствами углеводородных жидкостей. Например, плотность сжатого нефтя­ного газа при давлении 50 Мн1мгдостигает 400 кг/м3. Сжатый под высоким давлением газ действует на нефть как эффективный ее растворитель аналогично тому, как бензин может растворять в себе тяжелые масляные фракции. При низких же давлениях плот­ность и растворяющая способность газов малы. Поэтому при сниже­нии давления в газовой среде, содержащей жидкие углеводороды, последние выпадают в виде конденсата. Эти свойства сжатых газов могут быть использованы для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления нагнетают газ, в котором растворяется некоторое количество жидких компо­нентов нефти. Опыты показывают, что при некоторых весьма высо­ких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и некоторых других тяжелых. Добывая затем этот газ, содержащий в себе нефть или ее компоненты, на поверхности получают конденсат, выпадающий при сниже­нии давления. Таким образом сущность этого метода заключа­ется в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное.

К недостаткам этого метода относится то, что для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70—100 2) и огромные объемы газа (до 3000 м3 в нормальных условиях для растворения 1 м3нефти). Давления обратного испарения зна­чительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содер­жатся тяжелые углеводородные газы — этан, пропан или угле­кислота. Но объем потребного газа остается весьма высоким.

Процесс может быть значительно упрощен и удешевлен, если извлекать не всю нефть, а только ее наиболее ценные летучие фрак­ции. Это может быть достигнуто при нагнетании меньших объемов сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти. В остальном сущ­ность процесса остается той же.

Опытами установлено, что при нагнетании в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Предполагается, что газ, движущийся по пласту, постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давле­ние насыщения ниже давления нагнетающего газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых угле­водородов, уже при сравнительно небольших давлениях и темпера­турах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высо­кая, так как процесс при этом становится близким к тому, кото­рый наблюдается при вытеснении нефти жидким растворителем (рис. 117).

 

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазо­вых превращений, которые встречаются при вытеснении нефти газом, полезно пользоваться тре­угольными диаграммами (рис. 118) физического со­стояния углеводородной системы при заданных тем­пературе и давлении. На этой диаграмме углеводо­родная система произволь­но представлена в виде трех групп компонентов — любая точка в пределах треугольной диаграммы характеризует состав угле­водородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов метана (С1), углеводородов от этана (С2) до гексана (С6) и гептана+высшие компо­ненты (С7+высш.). Верши­ны треугольников соответ­ствуют 100%-ному содер­жанию соответствующих групп компонентов в си­стеме. Сплошная линия (в виде петли) на диаграм­ме представляет собой кривую раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место то­чек состава систем, кото­рые имеют при заданной температуре данное давле­ние насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний — казовой. Они соединя­ются в точке 8, которая характеризует состав сме­си с критическими давле­нием и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчи­вается в точках на кривой состава насыщенного пара и на кривой состава насыщенной газом жидкости, т. е. эти две точки предста­вляют собой составы насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые были бы в равновесии друг с другом, если бы они были в контакте при данных температуре и давлении, для которых соста­влена диаграмма.

Смеси, обозначенные точками выше и справа от кривой насыщен­ного пара, представляют газ (область 5), и смеси, обозначенные точками ниже и слева кривой насыщенной газом жидкости, пред­ставляют собой нефть (область 6). Смеси, лежащие в области правее и ниже кривой раздела фаз, относятся к области критических сме­сей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. Участок этой области, лежащей выше и справа от кривой раздела фаз (область 10), содержит в смеси меньшее количество тяжелых компонентов С7+высш. Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точ­ками в газовой области. Другой участок критической области сме­сей лежит ниже и справа двухфазной области (область 9). Смеси здесь имеют меньше метана (С1) и смешиваются с углеводородами, представленными точками в нефтяной области.

Ранее уже упоминалось, что в зависимости от пластовых усло­вий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. При нагнетании в пласт сухих газов (например, метана) при низ­ком пластовом давлении он будет выносить из пласта сравнительно небольшие количества главным образом промежуточных компонен­тов (С2 — С6).

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное коли­чество компонентов (С2 — С6). При перемещении в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вслед­ствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. При этом в зависимости от пластовых условий и исход­ного состава системы вытеснение нефти может происходить как в критических, так и некритических условиях. Треугольные диа­граммы позволяют проследить детальные различия между упомя­нутыми видами газового воздействия на пласт, — например раз­личия между процессом перевода нефти в газоконденсатное состоя­ние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу.

В качестве примера проследим по треугольной диаграмме изме­нение свойств нефтегазовых смесей при вытеснении нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникно­вением условий критического вытеснения, при котором между неф­тяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находя­щихся при данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 119). При этом, следовательно, нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100%.

Пусть жирный газ, характеризующийся составом точки газ-5 в пласте вытесняет нефть с составом нефтъ-4. При контакте их газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся за счет газа новыми компонентами (точки 1—1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав газ-5, эта нефть все больше обогащается углеводородами С2 — С6 из газа и состав ее характеризуется после­довательно точками 2, 3 и т. д. Этот процесс будет проходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных усло­виях находится в критической точке. После этого двухфазный поток перейдет в однофазный и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть при нагнетании в пласт жирного газа вытесняется как бы жидким растворителем, смешивающимся с нефтью.

В последнее время в СССР и за рубежом весьма интенсивно разрабатываются методы увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания в них непосредственно растворителей (органических спиртов, ацетона, бензола, жидкого пропана и т. д.). Сущность этих методов заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается по пласту другим более дешевым веществом. Оторочка, двигаясь по пласту, растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды.

Для нефтяных залежей предложены следующие схемы вытесне­ния растворителями: нефть — органические спирты — вода; нефть— сжиженные углеводородные газы (СУГ) — газ.

Лабораторные опыты показывают, что при вытеснении нефти, например, жидким пропаном нефтеотдача приближается к 100%. Это может быть объяснено отсутствием поверхностей раздела между нефтью и вытесняющей ее жидкостью, а следовательно, и капилляр­ных сил, препятствующих вытеснению нефти. Опытами установлено, что при движении отороч­ки растворителя через по­ристую среду происходит размывание ее вследствие разбавления растворителя с одного края нефтью, а с другого — вытесняю­щим агентом (рис. 120). Поэтому эффективность процесса во многом зави­сит от параметров пласта и условий вытеснения, определяющих закономерности движения оторочки растворителя — соотношения вязкостей нефти и выте­сняющей жидкости, длина пласта и степень однородности его физических свойств, скорость вытеснения и т. д.

Оптимальный размер оторочки, необходимый для сохранения ее сплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам для различных условий, еще не установлен. При прак­тическом осуществлении процесса размеры оторочки колеблются от 4 до 12% объема порового пространства.

Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотноше­ния вязкостей нефти и растворителя.

Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя.

По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вы­теснении нефти по схеме «жидкий пропан — газ» увеличение давле­ния в пласте приводит к более полному ее извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью.

Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Легкие нефти более эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс за­медляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя.

Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефтью, например спирт.

В настоящее время метод увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания в них сжиженных газов проходит промышленные испы­тания.

По литературным данным в США работы по вытеснению нефти растворителями проводятся на многих объектах.

 

Рекомендуемые страницы:



poisk-ru.ru