Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки. Эффективность вытеснения нефти раствором поверхностно-активного вещества

Оригинальный документ ?

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 пр именительно 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 × Cos Q ), 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 × Cos Q ). 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 мкм 2 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 мкм 2 .

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 D h - 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;

С 1 и С 2 - 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, мкм 2		Относительное снижение проницаемости,
	для р-ра NaCl	для пресной воды
1878	0,230	0,096
1879	0,136	0,034
1881	0,018/ 0,012	0,013 / 0,0073
1883	0,131	0,046
1883а	0,014	0,006
3806	0,045 / 0,058	0,023 / 0,038
Среднее

Примечание: в знаменателе указаны значения проницаемостиво 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, AlCl 2 , FeCl 3) или сульфатные (например, Na 2 SO 4 , K 2 SO 4), или нитратные (например, NaNO 3 , KNO 3) 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 G 0 при концентрации ПАВ, стремящейся к нулю. В системе СИ единицами измерения поверхностной активности являются Н × м 2 /кмоль .

1 мН × м 2 /кмоль=1Гиббс=1Дин/см/(моль/дм 3)

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. Известнырезультаты 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, выражающихсяв 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 увеличениянефтеотдачи 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.

СО 2 -бесцветный газ тяжелее воздуха с относительной плотностью 1,529. Критическая температура 31,1 ° С ; критическое давление-7,29 МПа; критическая плотность-468 кг/м 3 . При температуре 20 ° С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м 3 . При сильном охлаждении СО 2 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1650 кг/м 3 , которая возгоняется при температуре -78,5 ° С и атмосферном давлении. Поверхностное натяжение жидкого углекислого газа снижается с ростом температуры.

Температура, ° С
Поверхностное натяжение, мДж/м 2	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 СО 2 . 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 СО 2 в них возрастает. С очень легкими нефтями СО 2 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 сводой. Например, увеличение объема Арланской нефти при концентрации СО 2 , 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 СО 2 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 пределах24 -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 СО 2 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 продуктамисгорания 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 нефтиили 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 м 3 в нормальных условиях для растворения 1 м 3 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.

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.

Двуокись углерода СО2 (углекислый газ) хорошо смешивается с нефтью. Источниками СО2 являются природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами, отходы химических производств, дымовые газы энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода при атмосферном давлении 105 Па и температуре 273,2К находится в газообразном состоянии, имея вязкость и плотность кг/м3. Критическое давление СО2 равна 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К. Это довольно низкая температура для обычных условий нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500 - 2000 м с температурой 310 - 350 К при давлении около 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в за критическом состоянии. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры понижается (рисунок 13.1).

Рисунок 13.1 Кривые зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при температурах: 1 - при Т=303,2 К; 2 - при Т=333,2 К

При смешивании СО2 с углеводородной частью нефти смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов и могут выпасть в осадок. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.

В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется слабо, однако способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении 10 МПа и температуре 300--310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250--300 м3 СО2 (замеренного при стандартных условиях). По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Двуокись углерода растворяется в воде примерно в 10 раз меньшем количестве чем в нефти.

Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр.

Рисунок 13.2 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой: 1 - вода; 2 - тяжелый остаток; 3 - область смешения СО2 и воды; 4 - распределение концентрации СО2 в воде; 5 - оторочка СО2; 6 - распределение концентрации СО2 в нефти (без тяжелого остатка); 7 - область смешения СО2 и нефти; 8 - нефть; 9 - связанная вода

Рассмотрим наиболее эффективную модель вытеснения нефти из пласта, в которой двуокись углерода нагнетают в пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой (рисунок 13.2). В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения СО2 с нефтью длиной. Однако в оторочку СО2 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Размер области смешения нефти и СО2 описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии:

и расчет ее длины Л1=2л1 производят по известной формуле:

Важнейшей целью расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, является определение необходимого размера оторочки. При этом нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов - растворение в нефти. Второй фактор заключается в растворении СО2 в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СО2. Вязкость двуокиси углерода, меньше вязкости воды. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой СО2 в более вязкую нефть в области смешения СО2 и нефти, на контакте вода и СО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО2 будет меньше. Поэтому примем, что на контакте воды с СО2 происходит односторонняя конвективная диффузия направленная против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе х = хв (рисунок 13.2) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения х = хв - л2 удельная концентрация СО2 в воде с2 = 0.

При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем подвижную координату

a для расчета области смешения воды и СО2 используем подвижную координату. Здесь есть скорость движения координаты х*, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, a есть скорость движения координаты х = хв.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с2 будем искать в виде:

где -- концентрация двуокиси углерода в воде на границе ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид:

Подставляя последние выражения производных в уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду, и, интегрируя левую и правую части этого уравнения от л2 до 0 по о2, получим:

Суммарный объем Vyв двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится выражением:

где s -- водонасыщенность в обводненной области пласта.

Пример 13.1. Прямолинейный пласт длиной l = 500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0 = 15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом з2 = 0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти мН = 4 10-3 Па с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях му = 0,05 10-3 Па с, насыщенность связанной водой sCB = 0,05. Нефть содержит 20 % по объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщениость (насыщенность смолами и асфальтенами)

sH = 0,l и, следовательно, водонасыщенность s = 0,9.

Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, составляет q=400 м3/сут, Kм=2.45 105 м/(Па с).

Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Скорость фильтрации в пласте равна:

Истинная скорость движения в области смешивания нефти и СО2:

Отсюда находим время t*, подхода сечения с концентрацией с=0,5 к концу пласта:

Определим значение параметра:

и коэффициента конвективной диффузии:

По при малых л по сравнению с в, в соответствии с формулой:

При уточнении по полной формуле получим м.

Определяем среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью:

Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода равен:

VОП = bhml = 0,25 250 12 500 = 375 103 м3.

Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении о2 = 0 в воде будет растворяться 5 % СО2. Следовательно, б2 = 0,05. Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t*, определим по формуле:

VУB =1,0607 0,25 250 12 0,9 0,05 (7,271 10-7 6,886 107)1/2=253,3 м3.

VУ = 42 390 + 253,3 = 42,65 103 м3.

По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4%.

- 786.00 Кб

ВВЕДЕНИЕ

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 залежей. 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 разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях.

Увеличения нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора.

Как известно, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому 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 пласта. Эффективность заводнения еще более повышаемся при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства.

Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.

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 одной из глав этой работы будет рассмотрено явления обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде высокого давления. Это свойство газов используется для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщениости путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Газ из эксплуатационных скважин затем вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных па новых физических принципах.

В качестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного пласта к нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

1. ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

В этой главе будут рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явления обратного или ретроградного их испарения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. 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 компоненты, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически это трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70 - 100 МПа ) и огромные объемы газа (до 3000 м 3 в нормальных условиях для растворения 1 м 3 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 за счет процесса испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается той же.

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.

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытеснения нефти газом, пользуются диаграммами (рис. 1.1) 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 диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С 1 углеводородов от этана С 2 до гексана С 6 и гептана С 7 . Вершины треугольников соответствуют 100%- ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой 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 - к газовой. 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 насыщенной газом нефти, которые находятся в равновесном состоянии при данных температуре и давлении, для которых составлена диаграмма.

Смеси, соответствующие точкам выше и справа от кривой насыщенного пара, представляют газ (область 5 ), и смеси, соответствующие точкам ниже и слева кривой насыщенной газом жидкости, представляют собой нефть (область 6 ). Смеси в области правее и ниже кривой раздела фаз относятся к области критических смесей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. На участке этой области выше и справа от кривой раздела фаз (область 10 ) в смеси содержится меньшее количество тяжелых компонентов C 1+ . Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точками в газовой области. Другой участок критической области смесей расположен ниже и справа от двухфазной области (область 9 ). В смесях здесь содержится меньше метана С 1 и смешиваются они с углеводородами, представленными точками в нефтяной области.

Уже упоминалось, что в зависимости от пластовых условий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. Если в пласт нагнетают сухие газы (например, метан) при низком пластовом давлении, тогда будут выноситься сравнительно небольшие количества промежуточных компонентов (С 2 - С 6 ).

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С 2 - С 6 ). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. Диаграммы физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении позволяют проследить за детальными различиями между упомянутыми видами газового воздействия на пласт, например, за различиями между процессами перехода нефти в газоконденсатное состояние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу. В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникновением условий критического вытеснения. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 1.2). В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100 %.

Пусть жирный газ (точка 5 ) вытесняет в пласте нефть (точка 4 ). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1-1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С 2 - С 6 , и состав ее характеризуется 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. Затем двухфазный поток станет однофазным и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.

Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рис. 1.3 приведена диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при температуре 71°С и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникновение взаиморастворимой переходной зоны возможно в рассматриваемой системе только при давлениях выше 14 МПа . Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытеснение будет при пластовом давлении р пл =14,06 МПа и t=71°С , т.е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит 25% (точка Е 1 ). С увеличением пластового давления эти условия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до 7% (точка Е 2 ).

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов. Предложены приближенные способы определения условий их смешивания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили приближенный метод оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан+высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти. Их метод основан на предположении о параллельности касательной АВ на рис. 1.2 к граничной кривой в критической точке стороне треугольника C 1 - С 7+ . Тогда концентрация компонентов С 2 - С 6 в системе, находящейся в критическом состоянии, и в нагнетаемом газе А , в котором содержится минимальное количество компонентов С 2 - С 6 , необходимое для воспроизведения критического вытеснения нефти, будут равны. Это означает, что если установить состав условно тройной системы, для которой давление вытеснения и пластовая температура критические, то при этом определяется и состав газа (т.е. минимальное содержание в нем промежуточных). Трудность выбора минимально необходимой концентрации гомологов метана в нагнетаемом газе, таким образом, заключается в том, что касательная АВ , как правило, не параллельна стороне C 1 - С 7+ и, кроме того, для определения критических параметров таких сложных смесей, как нефть - газ, пока нет достаточно надежных методов. В этой области необходимы дальнейшие изыскания.

Важной проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный советскими инженерами способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа . Для снижения давлений вытеснения смешивающимися агентами освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов-растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе.

Описание работы

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 позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.
Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.

Фундаментальные исследования. – 2015. – № 11 (часть 4) – С. 678-682
Технические науки (05.02.00, 05.13.00, 05.17.00, 05.23.00)
УДК 622.276
Страницы
678-682

ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ЗАКАЧКИ АЗОТА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

В данной статье рассматривается возможность применения азота для закачки в нефтяные и газоконденсатные залежи для увеличения нефте- и конденсатоотдачи на основе исследований зарубежных ученых. За счет своей широкой распространенности, дешевизны и отсутствия корродирующего эффекта азот является наиболее предпочтительным агентом закачки среди неуглеводородных газов. Азот обладает низкой способностью смешиваться с нефтью, однако достаточно успешно испаряет углеводородную жидкость в пластовых условиях и может применяться для гравитационного вытеснения. Азот может служить продавочным агентом при закачке в залежи метана и углекислого газа. Реализация закачки азота на месторождениях США и стран Ближнего Востока позволила увеличить текущую нефтеотдачу. В?текущих макроэкономических условиях закачка азота является реальной альтернативой сайклинг-процессу.

закачка азота

повышение нефтеотдачи

несмешивающееся вытеснение

поддержание пластового давления

1. Abdulwahab H., Belhaj H. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. “Managing the breakthrough of injected nitrogen at a gas condensate reservoir in Abu Dhabi”. Abu Dhabi, UAE, 2010.

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. International Petroleum Conference & Exhibition of Mexico. “On the exploitation conditions of the Akai reservoir considering gas cap nitrogen injection”. Villahermosa, Mexico, 1996.

3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. North Africa Technical Conference & Exhibition. “Potential of nitrogen gas miscible injection in South East Assets, Abu Dhabi”. Cairo, Egypt, 2013.

4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. 36th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society. “Cases and economics for improved oil and gas recovery using nitrogen”. Edmonton, Canada, 1985.

5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. International Meeting of Petroleum Engineers. “A study of nitrogen injection for increased recovery from a rich condensate gas/volatile oil reservoir”. Beijing, China, 1986.

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. “Substituting nitrogen for hydrocarbon gas in a gas cycling project”. Abu Dhabi, UAE, 2008.

7. Mayne C.J., Pendleton R.W. International Meeting of Petroleum Engineers. “Fordoche: an enhanced oil recovery project utilizing high-pressure methane and nitrogen injection”. Beijing, China, 1986.

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibiton. “Nitrogen injection into stratified gas-condensate reservoirs”. New Orleans, LA, USA, 1994.

9. Tiwari S., Kumar S. SPE Middle East Oil Show. “Nitrogen injection for simultaneous exploitation of gas cap”. Bahrain, 2001.

В настоящее время растворенные в газе жидкие углеводороды (конденсат, пропан-бутановая фракция) являются ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности и уже рассматриваются не менее важным целевым продуктом, чем природный газ. В связи с этим увеличение объемов добычи конденсата становится все более актуальной задачей. Основной причиной снижения коэффициента извлечения конденсата (КИК) является выпадение тяжелых углеводородных компонентов газа в жидкую фазу при снижении давления в залежи ниже давления насыщения. Одним из способов увеличения нефте- и конденсатоотдачи пластов является поддержание пластового давления путем закачки неуглеводородных газов.

Задачей выбора рабочего агента является достижение баланса позитивных и негативных факторов, сопровождающих закачку в пласт конкретного газа в специфических условиях выбранного месторождения. Несмотря на высокие показатели вытеснения нефти при закачке углекислого газа, использование CO2 ограничено ввиду его дороговизны и высокой степени коррозионного влияния на скважинное оборудование. Лучшей альтернативой метану среди неуглеводородных газов является азот. Огромные запасы азота присутствуют в атмосферном воздухе, а методы его получения достаточно просты, дешевы и хорошо изучены. Азот обладает низкой коррозионной активностью, что очень важно для бесперебойной работы скважинного оборудования. Физико-химические свойства N2 также хорошо сочетаются со свойствами пластовых флюидов. К недостаткам применения азота стоит отнести плохую смешиваемость с нефтью, тем не менее его использование при правильном подходе к управлению разработкой технологически и экономически оправдано .

Возможность использования неуглеводородных газов для повышения нефте- и конденсатоотдачи активно рассматривается зарубежными нефтегазовыми компаниями с начала 1970-х годов . В промысловой практике азот применяется как:

– агент продавки при закачке порций углекислого газа, природного газа и других компонентов при смешивающемся вытеснении. CO2 и природный газ характеризуются высоким коэффициентом вытеснения нефти, однако ввиду их растущей стоимости и возможного отсутствия необходимых для прокачки объемов использование дополнительных продавочных объемов азота считается приемлемым способом повышения нефтеотдачи;

– альтернатива природному газу при поддержании пластового давления путем нагнетания в газовую шапку нефтяной залежи. Суть данного метода заключается в замене добываемого на промысле углеводородного газа более дешевым азотом. Кроме того, за счет внутрипластовой сегрегации азот постепенно становится барьером между нефтяной и газовой частями залежи, в результате чего, ввиду плохой смешиваемости с нефтью, минимизирует риски прорыва к забою добывающих скважин и обеспечивает так называемое «гравитационное вытеснение»;

– вытеснение «целиков» высоковязкой нефти при реализации заводнения. В ситуации, когда имеет место защемление малоподвижной нефти в структурных поднятиях залежи, бурение дополнительных добывающих скважин несет в себе серьезные риски для экономики проекта. В данном случае азот используется для понижения вязкости нефти и гравитационного вытеснения при закачке в отдельную скважину;

– вытеснение газа газовой шапки. При наличии значительных запасов газа в газовой шапке и значительной выработке нефтяной части залежи азот может применяться для доизвлечения объемов природного газа путем прокачки дополнительных объемов азота;

– смешивающееся вытеснение нефти. Данный метод применим при наличии резервуара с маловязкой нефтью, способной смешиваться с азотом при пластовых давлении и температуре;

– поддержание пластового давления в газоконденсатной залежи.

Широкий спектр применения азота связан с положительными результатами многочисленных лабораторных исследований . Эксперименты по контактному испарению (CVD) углеводородной жидкости при нагнетании N2 показали, что при заполнении азотом 50 % порового объема коллектора происходит испарение до 16 % жидкой фазы из смеси. Анализ опытов по прокачке азота через керн, насыщенный «тяжелой» нефтью, свидетельствует о том, что смешивания углеводородов с агентом не происходит, однако при эквивалентных пластовым давлению и температуре азот достаточно инертен, и его свойства сопоставимы со свойствами пластового флюида, что положительно сказывается на процессе фильтрации в поровом пространстве.

Процесс производства азота из воздуха делится на пять стадий:

1) сжатие воздуха до 0,6–0,7 МПа при помощи компрессоров осевого или центробежного типа;

2) удаление примесей (водяной пар, углекислый газ и др.) механическим способом за счет их адсорбции в теплообменнике при низких температурах;

3) охлаждение в теплообменнике блочного типа до температуры –196 °С;

4) разделение азота и кислорода за счет низкотемпературной дистилляции;

5) сжатие азота до необходимого давления закачки при помощи центробежных насосов или насосов возвратно-поступательного действия.

В состав установки по производству азота входят газовая турбина, компрессор, рабочий двигатель, адсорбционные емкости, теплообменник, молекулярные сита для удаления примесей, резервуары для дистилляции . На сегодняшний день имеется несколько модификаций станций для производства азота, наибольшей популярностью пользуются станции адсорбции мембранного типа. Большинство месторождений Российской Федерации расположены в северных районах с суровыми климатическими условиями, поэтому необходимость в дополнительной холодильной камере для азотной установки отсутствует. В настоящее время ряд российских производителей предлагает азотные установки блочного типа, которые отличаются компактностью и простотой конструкции, но при этом значительно уступают зарубежным по объемам производства – до 60 тыс. м3/сут, тогда как крупнейшая азотная установка в США может производить до 120 тыс. м3/сут. Некоторые отечественные компании-операторы используют самоходные азотные установки для проведения освоения скважин, однако данные установки также характеризуются малой производительностью (до 40 тыс. м3/сут).

Несмотря на большое число предпосылок к использованию азота для увеличения нефтеотдачи, ни один из проектов не обходится без тщательного анализа технико-технологических и экономических показателей. Одним из примеров применения азота является Fordoche Field – нефтегазоконденсатное месторождение в штате Луизиана, США . Коллектор представляет собой песчаник со средней проницаемостью 6 мД, пористостью 20 %, характер насыщения – легкая маловязкая нефть и газоконденсатная шапка. На этапе подбора агента вытеснения были исключены вода (негативное влияние на ОФП по нефти) и природный газ (как продукт для реализации). Лабораторные исследования и данные 3D-моделирования показали высокую эффективность азота при несмешивающемся вытеснении нефти, и было принято решение реализовать закачку смеси из 70 % азота и 30 % метана в купольную часть залежи (рис. 1).

Рис. 1. Концентрации азота при закачке в купольную часть залежи, Fordoche Field

Реализация закачки смеси N2 и CO2 с 1979 года на протяжении двух лет позволила увеличить текущую нефтеотдачу пласта при незначительной степени истощения, однако ввиду ряда экономических проблем, среди которых присутствует снижение стоимости продукции, реализация проекта была остановлена раньше намеченных сроков. Отмечается, что прорывы азота в добывающие скважины не были зафиксированы, однако концентрация азота возрастала в среднем на 4 % в год.

Закачка азота была реализована на кластере месторождений штата Вайоминг, США. Рассматриваемая газоконденсатнонефтяная залежь Rocky Moutains представляет песчаный пласт с высокой степенью слоистой неоднородности и низкой проницаемостью (2 мД). Истощение залежи на момент реализации составляло 40 %, при этом было достигнуто давление насыщения. Прокачка смеси из 35 % азота и 65 % метана позволила поддерживать постоянную добычу конденсата на протяжении нескольких лет, но после закачки азота свыше 0,6 порового объема залежи доля жидких углеводородов стала резко снижаться. Данный факт совпал с увеличением концентрации азота в продукции скважин до 90 % по газовой фазе. После этого закачка азота была прекращена, а поддержание давления осуществлялось осушенным природным газом.

Необходимо отметить, что реализация закачки азота в нефтяные залежи всегда сопровождается особым комплексом мероприятий по управлению закачкой и тщательным мониторингом работы добывающего фонда. Частые исследования состава продукции на концентрацию азота необходимы для своевременного выявления и предотвращения прорывов нагнетаемого агента, регулирования процесса закачки, изменения соотношения при закачке смеси газов . Особенности применения азота для поддержания пластового давления также могут внести коррективы в размещение проектного фонда месторождения.

В сегодняшних условиях низкой рыночной стоимости нефти закачка азота в нефтяные залежи может не только не оправдать затрат на дополнительное оборудование, но и серьезно ухудшить экономику проекта. В то же время текущая ситуация не повлияла на цену газового конденсата, в связи с чем азот можно рассматривать для увеличения КИК на крупных газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области.

Несмотря на продолжающиеся исследования в данном направлении, основным способом повышения конденсатоотдачи пластов до сих пор считается обратная закачка газа в залежь для поддержания пластового давления выше давления насыщения. В работах зарубежных авторов приведен анализ возможности применения азота в качестве агента закачки. Лабораторные исследования показали, что закачка азота в залежь позволяет снизить давление насыщения и продлить таким образом стабильную добычу конденсата. Одной из проблем является высокая степень дисперсии между молекулами азота и жирного газа в пластовых условиях. Данный факт зависит от геологического строения залежи: высокая степень дисперсии характерна для однородных коллекторов; в гетерогенном коллекторе дисперсия зависит от скорости нагнетания вытесняющего агента и определяется значением числа Рейнольдса. При высоких значениях числа Рейнольдса, которые характерны для закачки в пластовых условиях, дисперсионное взаимодействие азота и конденсата практически не оказывает влияния на конечную конденсатоотдачу. Опытным путем установлено, что при взаимодействии закачиваемого азота с молекулами конденсата выпавшая жидкость может занимать до 25 % объема (у метана этот показатель равен 18–20 %). Тем не менее, при прокачке азота на уровне 120 % от объема породы наблюдается положительный эффект в виде значительного увеличения коэффициента конденсатоотдачи – до 90 %. Проведенные в работе А.Ю. Юшкова экономические исследования показали, что сайклинг-процесс с использованием осушенного природного газа является экономически неэффективным, в связи с чем рассмотрение азота в качестве альтернативного агента является в большей степени актуальным вопросом. Принципиальная схема реализации закачки азота на газоконденсатном промысле представлена на рис. 2. Перечень необходимого оборудования для получения азота и последующего отделения от продукции скважин одинаков для нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Возможное применение азота для поддержания пластового давления рассматривалось на нескольких газоконденсатных месторождениях ОАЭ . Месторождение Middle East представляет собой крупный однородный газоконденсатный резервуар антиклинального строения. Средняя пористость 18 %, латеральная проницаемость – 10 мД. Разработка месторождения велась с 1974 года, дополнительные мощности для реализации обратной закачки начали строиться с 2001 года. На начальном этапе был проведен ряд PVT-исследований, которые выявили небольшое повышение давления насыщения при взаимодействии азота с пластовым газом. Построение и настройка гидродинамической модели пласта позволили оценить динамику выпадения жидкой фазы в пласте при прокачке природного газа и его смеси с N2 (рис. 3).

Несмотря на стабилизацию процессов выпадения конденсата, конечная конденсатоотдача при реализации закачки азота всего на 2 % превышает показатели при закачке природного газа. При этом отмечается прорыв азота к ближайшим добывающим скважинам уже через год после начала закачки. Данный проект рассматривается в долгосрочной перспективе с учетом текущих экономических предпосылок. При условии стабильных цен на необходимое оборудование и продукцию реализация проекта возможна в 2020-х годах.

Рис. 2. Схема закачки азота на газоконденсатном промысле

Рис. 3. Выпадение конденсата при прокачке смесей газов

Исследования возможности использования азота также проводились для месторождения Cantarell и юго-восточных активов ОАЭ. Были определены минимальные давления смешивания для конкретных пластов, проведено сравнение с метаном и углекислым газом, по результатам которого азот признан подходящим агентом закачки с учетом технико-технологических и экономических показателей. Однако стоит отметить, что для каждого конкретного месторождения результаты могут быть неодинаковыми вследствие дифференциации по термобарическим условиям и составу плас товых флюидов.

Проведенный обзор отечественных и зарубежных источников позволяет сформулировать следующие выводы:

1) физико-химические свойства азота и его распространенность делают его одним из наиболее доступных и в достаточной степени эффективных агентов для повышения нефте- и конденсатоот дачи пластов;

2) существующие методы получения азота и его отделения от продукции скважин характеризуются высокой степенью изученности, простотой и доступностью;

3) практический опыт вкупе со значительным объемом теоретических исследований свидетельствует о положительном влиянии закачки азота на разработку месторождений углеводородов;

4) наличие в РФ крупных месторождений со значительными запасами конденсата увеличивает важность поиска эффективных методов увеличения конденсатоотдачи, одним из которых может стать закачка азота для поддержания давления в газоконденсатной залежи/шапке.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень;

Сохошко С.К., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень.

Библиографическая ссылка

Игнатьев Н.А., Синцов И.А. ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ЗАКАЧКИ АЗОТА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 11-4. – С. 678-682;
URL: http://сайт/ru/article/view?id=39486 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1)напором краевых вод;

2)напором газа, сжатого в газовой шапке;

3)энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

4) упругостью сжатых пород;

5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

(6.1)

где - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;

R - радиус сферической поверхности столбика нефти;

г - радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

(6.2)л

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

В таких случаях может наблюдался непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.

Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде.

Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax,

соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sn. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100 %.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1)капиллярно удержанная нефть;

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

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на, границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.

За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.