книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

вие многих отрицательных последствий (окисление нефти, уве­ личение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких угле­ водородных растворителей, возникает новая и не менее труд­ ная проблема извлечения из недр застревающего в порах пла­ ста дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.

В настоящее время ограничились применением углеводород­ ного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и сме­ шивающимся (без существования границы раздела фаз). Сме­ симость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких неф­ тей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при дав­ лении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа— 15—20 МПа (для сравнения сжиженного — 8—10 МПа). С улучшением смесимости повы­ шается нефтеотдача.

Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью по­ род и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнета­

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

однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз­ кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не­ устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;

гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природ­ ный газ соседних газовых месторождений или газ из магист­ ральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания су­ хого нефтяного газа приведена на рис. 3.4. При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газо-

причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).

Газовые методы реализованы в СССР на Битковском (су­ хой газ при отсутствии смесимости, газоводяное 'воздействие при давлениях 18—20 МПа), Журавлевско-Степановском (га­ зоводяное воздействие), Озек-Суатском (газ высокого давления при 30—35 МПа), Ромашкинском (обогащенный газ) и Клю­ чевом (смесь нефтяного газа и* сжиженного нефтяного газа) месторождениях.

§ 3.5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффи­ циентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие за­ воднение, которые основаны на снижении межфазного поверх­ ностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и ох­ вата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости ра­ бочих 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.

Неионогенные ПАВ типа ОП-Ю при оптимальном массовом содержании 0,05—0,1 % обеспечивают снижение поверхност­ ного натяжения от 35—45 до 7—8 мН/м, увеличение угла сма­ чивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8—10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повы­ шение нефтеотдачи не более чем на 2—5%. Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участ­ ках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные про­ мышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономи­ ческая 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. Тех­ нология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе разме­ щения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ раз­ работана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в ос­

новном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцен­ трированных (0,05—0,5%) и высококонцентрированных (1— 5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием компо­ зиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяже­ ния до 0,01—0,05 мН/м.

Метод полимерного заводнения основан на способности рас­ твора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей

повышает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испы­ тывался на нескольких месторождениях. Наиболее представи­ тельны опыты, проводимые на Орлянском и Арланском место­ рождениях. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА). В СССР он производится в виде 7—8 %-ного геля и порошка. Рекомендуется оторочка размером 0,1—0,5 от объема пор с концентрацией 0,01—0,1 %. Гель ПАА не технологичен в при­ менении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой темпера­ туре). На Орлянском месторождении раствор из него концен­ трации 0,6—0,7 % получали рециркуляцией насосами, а дози­ рованную подачу в водовод вели плунжерными насосами. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, по­ этому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного со­ четания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кисло­ тами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчи­ вые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трех­ озерном. Для приготовления щелочных растворов могут ис­ пользоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцини­ рованная сода) Na2C03, гидроксид аммония (аммиак) NH4OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na2Si0 3 . Наиболее ак­ тивные из них первый и последний (силикатно-щелочное завод­ нение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек раз­ мером 0,1—0,25 объема пор с концентрацией 0,05—0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая ото­ рочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодей­ ствии силиката натрия и хлористого кальция СаС12 образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция

CaSi0 3 , снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отли­ чаются большой сложностью. Будущее метода связывают с со­ четанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается

вобразовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы)

внаиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор)

иповерхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В ре­ зультате снижается водопроницаемость промытых зон, повыша­ ется охват пласта заводнением и снижается межфазное натя­ жение (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 концентра­ цией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80—85 % (сернокислотный от­ ход производства высокооктанового бензина). Технология ме­ тода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15 % порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигае­ мой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины раз­ мещают емкости (500—2000 м3) с АСК, которую насосами за­ качивают в пласт. После этого скважина подключается к об­ щей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией ис­ пользуемого оборудования и эксплуатационной колонны сква­ жины.

Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов

После применения обычного заводнения, физико-гидродинами­ ческих и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30—70 % запасов нефти. Эту остаточ­ ную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, кото­ рые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспектив­ ные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диокси­ дом углерода (С02) и мицеллярными растворами.

Исследования применения диоксида углерода начаты в на­ чале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких ме­ сторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 °С, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Ме­

тод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюи­ дах, 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 несколь­ ких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение С02 как любого маловязкого агента сопровождается значительным снижением коэффициента охвата (на 5—15%), из-за чего увеличение коэффициента неф­ теотдачи может составлять лишь 7—12 %.

Источниками получения С02 могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании при­ родного газа получается в 6—11 раз больший объем продуктов сгорания.

Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагне­ тательные скважины в газообразном (лучше при давлении пол­ ной смесимости около 10—30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций С 02 и воды приблизительно 0,25—1, а также в растворенном со­ стоянии в виде карбонизированной воды концентрацией3—5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (ко­ эффициент вытеснения повышается всего на 10—15%). Опти­ мальный объем оторочки С02 составляет 0,2—0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки С02 с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов С02 предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, уг­ леводородным газом и др. Техника закачки зависит от приме­ няемой технологии.

Для внедрения метода необходимо решить проблемы транс­ порта жидкого С02, распределения его по скважинам, утилиза­ ции С 02 и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Из всех известных методов закачка С02 наиболее универ­ сальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного С02, так как потребности в нем (1000— 2000 м3 на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет от­ ходов химического производства, хотя этот источник С02 эко­ номически рентабелен.

Мицеллярный раствор — это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтя­ ного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бути­ ловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе прак­ тически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным дан­

ным, коэффициент нефтевытеснения при мицеллярном завод­ нении составляет 80—98 %.

Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических ре­ агентов: а) предоторочки (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого нат­ рия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малокон­ центрированного (20—50 % от объема пор) или высококонцен­ трированного (5—15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30—60 % от объема пор) из по­ лимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицелляр­ но-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицел­ лярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку до­ бавляют спирт концентрации, равной его концентрации в ми­ целлярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрирован­ ными, содержащими до 50—70 % углеводородов, до 8—10% сульфонатов, до 2—3 % стабилизатора, и малоконцентрирован­ ными водными, содержащими углеводородов менее 5%, суль­ фонатов 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 че­ рез фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдержи­ ваться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

Потенциальные масштабы применения метода очень боль­ шие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтснасыщенностью более 30 % и вязкостью нефти менее 15— 20 мПа-с). Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.

§ 3.6. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гид­ родинамическим вытеснением повышается температура в за­ лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак­

ций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю­ щих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыще­

ния нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от­ носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при­ чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз­ работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле­ дующие разновидности тепловых методов:-теплофизические — закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и паро­ циклические обработки скважин); термохимические — внутрипластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя

Первые работы по закачке пара в пласт относятся к 1932 г. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения /КИп (насыщения) при постоян­ ном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими ка­ пельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости хП (отношение массы сухой па­ ровой фазы к массе смеси). При 1>лгп> 0 имеем влажный на­ сыщенный пар, а при Хп= 1 — сухой насыщенный пар (неустой­ чивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет темпе­ ратуру больше ^кипПри охлаждении перегретого пара при по­ стоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теп­ лота парообразования (конденсации) и дальше частично теп­ лота жидкости, т. е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода. С повышением давления р возрастает температура кипения /кип, которую можно оценить по эмпирическому урав­ нению Руша

где /кип в °С, р в МПа.

Критическое состояние воды (критическая точка), которое характеризуется исчезновением различия между жидкостью и паром, наступает при значениях давления ркрв = 22,115 МПа и

Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосфер­ ных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г. (Э. Б. Чекалюк и др.), достигается при температурах 320—340 °С и давле­ ниях 16—22 МПа (рис. 3.5). Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного рас-