Методы повышения нефтеотдачи пластов

           глубину залегания пласта: при малой глубине высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;

           однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;

           гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ  из магистральных газопроводов. При  использовании природного газа очистка  и подготовка его проводятся на газовом промысле.

           Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям.

           Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность процесса вытеснения и увеличивают энергетические затраты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетаемого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят циклическую закачку газа и др.

          Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспериментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффициент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте свободного газа на величину предельной газонасыщенности (10 – 15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25 – 170%). Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10 – 30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).

           Газовые методы реализованы на Битковсокм, Журавлевско-Степановском, Ромашкинском и Ключевом месторождениях.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4 Физико-химические методы  повышения нефтеотдачи

 

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов  вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой.

           Методы, улучшающие заводнение

К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

           Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономическая эффективность становится весьма сомнительной.

            Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2 – 3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10 – 20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Технология закачки раствора ПАВ  весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе размещения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ разработана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слобоконцентрированных (0,05 – 0,5 %) и высококонцентрированных (1 – 5 %) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяжения до 0,01 – 0,05 мН/м.

           Метод полимерного заводнения основан на способности раствора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей нефти и воды и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за раствором полимера, что повышает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испытывался на нескольких месторождениях. Наиболее представительны опыты, проводимые на Орлянском и Арланском месторождениях. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА), он производится в виде 7 – 8% геля и порошка. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного сочетания с другими методами повышения нефтеотдачи.

           Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кислотами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трех-озерном. Для приготовления щелочных растворов могут использоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) Na₂CO₃, гидроксид аммония (аммиак) NH₄OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na₂SiO₃. Наиболее активные из них первый и последний (силикатно-щелочное заводнение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1 – 0,25 объема пор с концентрацией 0,05 – 0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодействии силиката натрия и хлористого кальция CaCl₂ образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiO₃, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Будущее метола связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

           Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В результате снижается водопроницаемость промытых зон, повышается охват пласта заводнением и снижается межфазное натяжение (до 3 – 4 мН/м). Метод широко испытывался с 1969 г. на месторождениях Татарии, чему во многом способствовало наличие источника реагента.

          Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96 %, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80 – 85 % (сернокислотный отход высокооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают емкости (500 – 2000 м³) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

           Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колоны скважины.

          Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30 – 70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые  смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода (CO₂) и мицеллярными растворами.

           Исследования применения диоксида углерода начаты в начале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких месторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31 ^оС находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 ^оС, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Метод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюидах, что обеспечивает объемное расширение нефти в 1,5 – 1,7 раз смесимость его с нефтью (устранение капиллярных сил), снижение вязкости нефти (от десятков процентов до нескольких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение СО₂ как любого маловязкого агента сопровождается значительным снижением коэффициента охвата (на 5 – 15 %), из-за чего увеличение коэффициента нефтеотдачи может составлять лишь 7 – 12 %.

          Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном (лучше при давлении полной смесимости около 10 – 30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций СО₂ и воды приблизительно 0,25 – 1, а также в растворенном состоянии в виде карбонизированной воды концентрацией 3 – 5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10 – 15%). Оптимальный объем оторочки СО₂ составляет 0,2 – 0,3 объема пор.

           Для внедрения метода необходимо решить проблемы транспорта жидкого СО₂, распределения его по скважинам, утилизации СО₂ и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

          Мицеллярный раствор – это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бутиловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе практически до нуля (не более 0,001 мН/м).

         Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочки (20% от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20 – 50 % от объема пор) или высококонцентрированного (5 – 15 %); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30 – 60 % от объема пор) из полимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицеллярно-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицеллярного раствора в предоторочку добавляют спирт концентрации, равной его концентрации в мицеллярном растворе.

          Мицеллярные растворы могут быть  высококонцентрированными, содержащими  до 50 – 70 % углеводородов, до 8 –  10 % сульфонатов, до 2 – 3% стабилизатора,  и малоконцентрированными водными,  содержащими углеводородов менее  5 %, сульфонатов до 2 % и стабилизатора менее 0,1 %. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают через фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдерживаться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

          Потенциальные масштабы применения метода очень большие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтенасыщенностью более 30 % и вязкостью нефти менее 15 – 20 мПа^.с). Внедрение метода  ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.

2.5 Тепловые методы повышения  нефтеотдачи

 

Сущность тепловых методов  состоит в том, что наряду с  гидродинамическим вытеснением  повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракции и др.

          Объектами их применения являются  залежи высоковязкой смолистой  нефти в плоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютовскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания.

          Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин); термохимические – внутрипластовое горение.

Закачка в  пласт теплоносителей и терморастворителя

          Первые работы по закачке пара  в пласт относится к 1932 г.  Лучшими теплоносителями и вытеснителями  оказались горячая вода и водяной  пар при высоком давлении. Закачка в пласт теплоносителя терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверхностных теплогенераторов – большие потери теплоты (соответственно снижение температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. При закачке горячей воды ее приходится нагревать на поверхности на 30 – 50 ^оС (в зависимости от глубины) выше проектной забойной температуры. Температура влажного пара возрастает с глубиной и становится выше температуры теплоносителя на устье скважины на 30 – 40 ^оС. Так как температура влажного пара зависит только от давления, то рост давления с глубиной за счет массы теплоносителя с учетом гидравлических потерь приводит к увеличению температуры. При этом все теплопотери в стволе компенсируются постепенной конденсацией пара (теплотой конденсации), т.е. возрастанием его влажности.

         С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100 – 200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100 – 200 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.