Нефтеотдача нефти, реферат. нефтеотдача. 12. Вытеснение нефти из пласта растворителями
 Скачать 49.34 Kb.
|
|
Тема: «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта» Вариант 12 Выполнил: студент группы ЗУ-ВтН-210301-35 (к) Степанов Андрей Игоревич (фамилия, имя, отчество студента) Проверил: Борхович С.Ю. (фамилия, имя, отчество преподавателя) 12.Вытеснение нефти из пласта растворителями Одним из методов увеличения нефтеотдачи является вытеснение нефти из пласта путём нагнетания в пласт растворителей (спиртов, бензола, жидкого пропана и т. д.). Сущность технологии заключается в том, что в пласте создаётся оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешёвым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает её из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытесняющего агента. Например, при использовании в качестве вытеснителя жидкого пропана оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. По данным лабораторных опытов при вытеснении нефти, например, жиким пропаном нефтеотдача приближается к 100%. Это можно объяснить отсутствием поверхностей раздела между нефтью и вытесняющей её жидкостью, а следовательно, и капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти. Эффективность процесса во многом зависит от параметров пласта и условий вытеснения, определяющих закономерности движения оторочки растворителя – соотношения вязкостей нефти и вытесняющей жидкости, длины пласта и степени однородности его физических свойств, скорости вытеснения и т. д. Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и растворителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гравитационных языков. Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения её оплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для различных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. При практическом осуществлении процесса размеры оторочки колеблются от 4 до 12% объёма порового пространства. Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении нефти по схеме «жидкий пропан – газ» увеличение давления в пласте приводит к более полному её извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью. Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Лёгкие нефти эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся с водой и с нефтью, например, спирт. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. В этом случае легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объёмы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому более перспективен процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода – растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остаётся не вытесненным в обводнённой зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях. Применение растворителей может быть эффективным при разработке залежей высоковязкой нефти. Ниже приведены результаты экспериментальных и промысловых исследований эффективности применения растворителей для увеличения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и выбор оптимального размера оторочки растворителя при различных температурах пласта. При реализации метода вытеснения нефти растворителями в пласт закачивается оторочка растворителя определённых размеров, которая смешивается с нефтью. Затем эта оторочка перемещается по пласту каким-либо рабочим агентом: водой, газом или их смесью. По мере перемещения по пласту оторочка «чистого» растворителя будет сокращаться в размерах за счёт смешения с нефтью на передней границе и вследствие неполного вытеснения ее проталкивающим агентом. Поэтому существует некоторый оптимальный размер оторочки, позволяющий с наименьшими затратами растворителя получить наибольшую нефтеотдачу. Цель лабораторных исследований – определить оптимальный размер оторочки растворителя для условий Усинского месторождения. При этом учитывалось, что особенностью пермокарбоновой залежи Усинского месторождения является наличие под ней девонской залежи лёгкой нефти, большая часть которой в плане совпадает с пермокарбоновой залежью. Поэтому одним из вариантов разработки пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти может быть перепуск в эту залежь девонской нефти через специальные перепускные скважины. Расчёты показывают, что в этом случае температура лёгкой нефти на уровне пермокарбоновой залежи составит около 40°С. Учитывая это, исследования проводились при двух значениях температур – 25°С (начальная пластовая температура) и 40°С. Таким образом, существует оптимальный размер оторочки растворителя, превышение которого приводит к преждевременному прорыву растворителя на выходе из модели. В результате этого в пласте создаются каналы с пониженным фильтрационным сопротивлением, по которым в дальнейшем фильтруется вытесняющий агент. Это приводит к снижению охвата и нефтеотдачи пласта. Увеличение оптимального размера оторочки при увеличении температуры обусловлено тем, что с повышением температуры пласта снижается соотношение вязкостей нефти и растворителя. В результате повышается охват пласта. Таким образом, проведённые исследования показали, что метод вытеснения высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи оторочками перепускаемой девонской нефти этого же месторождения, перемещаемыми водой, следует рассматривать как один из перспективных методов увеличения нефтеотдачи. Следует отметить, что одним из факторов, осложняющим применение растворителей в условиях неоднородных пластов, содержащих высоковязкую нефть, является языкообразование, которое приведёт к низкому охвату пласта вытеснением. Однако при тщательном контроле за продвижением лёгкой нефти, своевременном регулировании фронта вытеснения и циклического режима нагнетания можно добиться значительного увеличения охвата пласта процессом. В условиях, когда фильтрация растворителя, закачиваемого в пласт, происходит в основном по высокопроницаемым зонам, представляет интерес оценка скорости диффузии растворителя в пористые блоки и эффективности вытеснения высоковязкой нефти в трещины. С этой целью были проведены опыты, в которых использовались нефтенасыщенные образцы пермокарбоновой залежи Усинского месторождения диаметром 60-70 мм, отобранные при бурении скважин. Исследуемые образцы помещались в керосин и выдерживались при разных температурах 7 суток, в течение которых регулярно замерялось количество выделившейся нефти и содержание в этой нефти тяжёлых компонентов – смол и асфальтенов. Было проведено 3 опыта с близкими по свойствам образцами при 25, 50 и 100°С. Во всех опытах получены близкие значения нефтеотдачи – в среднем 50%. Проведённые исследования показывают, что при фильтрации растворителя по трещинам, в результате диффузионного обмена, высоковязкая нефть в блоках может быть частично замещена на менее вязкую углеводородную жидкость, извлечь которую значительно проще. Для оценки эффективности обработки призабойных зон пласта растворителями были проведены экспериментальные исследования на насыпной модели пласта, которая набивалась карбонатной породой и затем заполнялась пластовой нефтью Усинского месторождения из пробоотборника при противодавлении на выходе из модели – 10 МПа. Затем в модель пласта закачивались различные объёмы конденсата. После этого по истечении некоторого времени (выдержки) с целью диффузионного обмена осуществляли отбор нефти на режиме истощения с той стороны модели, куда закачивался конденсат. Исследования проводили при температуре 25°С, соответствующей начальной температуре пласта. Сопоставление кривых истощения пласта без обработки конденсатом (базовый опыт) и после обработки различными объёмами конденсата показывает, что почти во всём интервале снижения пластового давления нефтеотдача пласта после обработки конденсатом на 3-6% меньше, чем в базовом опыте. Это объясняется тем, что при закачке конденсата в залежь высоковязкой нефти улучшаются условия дегазации высоковязкой нефти. При этом возрастает фазовая проницаемость для газа и его энергия используется менее эффективно. В то же время, сопоставляя темпы истощения пласта в различных опытах, можно сделать вывод, что при обработке конденсатом в 1,5-2 раза возрастают темпы отбора нефти за счёт снижения фильтрационных сопротивлений пласта. Если же учесть значительное снижение гидравлических сопротивлений в добывающих скважинах и выкидных линиях, то эффект может быть ещё больше. Пробная закачка конденсата, вырабатываемого из попутного газа на Усинском ГПЗ, была проведена в феврале-мае 1982 г. в скважины 1326 и 1327 участка залежи, разрабатываемого на естественном режиме. Следует отметить очень быструю реакцию окружающих скважин. Отдельные из них, расположенные на расстоянии до 250 м от нагнетательной, начали реагировать через один-два дня после начала закачки. Несмотря на небольшой объём закачки (3 700 т), конденсат распространился через 5 суток на расстояние почти 2 км в северо-восточном направлении. В результате закачки конденсата добыча нефти на ДНС, к которой были подключены реагирующие скважины, возросла с 795 до 899 в феврале и 824 м3/сут. в марте. Дебит отдельных реагирующих скважин замерить не удалось из-за интенсивного дегазирования нефти при смешении с конденсатом. 13. Закачка углекислого газа К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода CO2 , которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники CO2 – природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом (например, Астраханское), отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок. Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при давлении 105 Па и температуре 273,2 К – бесцветный газ, в 1,5 раза тяжелее воздуха. Критическое давление составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К. Это довольно низкая температура для обычных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать CO2 в пласты, залегающие на глубине 1 500-2 000 м с температурой 310-350 К при давлении 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. Для достижения полной смешиваемости CO2 с углеводородами нефти при повышенных температурах следует увеличивать давление. Например, при температуре порядка 360 К оно составляет около 30 МПа. В тяжёлых компонентах нефти CO2 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зёрен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300-310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250-300 м3 CO2 , замеренного при стандартных условиях. По свойству растворимости в углеводородах CO2 сходен с пропаном. При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, CO2 уменьшает её вязкость. При этом вязкость нефти при полном её насыщении CO2 снижается очень сильно. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше её начальное значение. Так, при растворении в нефти и полном смешении CO2 вязкость нефти при начальном значении 1 000-9 000 мПа · с снижается до 15-160 мПа · с, при начальном значении 100-600 мПа · с вязкость нефти снижается до 3-15 мПа · с. Как видно, вязкость нефти при растворении в ней CO2 снижается не меньше, чем при воздействии на нефть теплом. Увеличению нефтеотдачи способствует также «разбухание» нефти при растворении в ней CO2 , при этом объём нефти может увеличиться в 1,5-1,7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов, содержащих маловязкие нефти. Увеличение объёма нефти при растворении в ней CO2 наряду со снижением вязкости – один из основных факторов, определяющих эффективность применения углекислого газа в процессах добычи нефти из заводнённых пластов. Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью более полного её извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой CO2 в пласты для вытеснения из них нефти. В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощённый пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощённых пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда CO2 непрерывно закачивают в пласт в газобразном состоянии. При осуществлении такого процесса, сходного с процессом циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объёме, в несколько раз превышающем поровый объём пласта. Лёгкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь CO2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять CO2 и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать её в пласт. Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс недостаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема CO2 для извлечения углеводородов. Отношение этого объёма CO2 к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м3 на 1 м3 нефти и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание CO2 и нефти не происходит и из нефти извлекаются только лёгкие углеводороды. Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачивают CO2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости CO2 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжёлые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт CO2 , и отбор из него смеси углеводородов нефти и CO2 . Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении CO2 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке её в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Самый простой способ подачи СО2 в пласт – нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3-5%) СО2. В пласте углекислый газ переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя её свойства. Вследствие большего химического «родства» нефти и CO2 , чем воды и CO2 , при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы CO2 диффундируют, разрыхляют плёнки тяжёлой нефти на поверхности зёрен породы, делают эти плёнки подвижными, что приводит к увеличению количества вытесненной из пласта нефти. Лабораторные эксперименты показали, что кэффициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается всего на 10-15% при нагнетании в пласт 5-6 поровых объёмов. Коэффициент охвата пласта в случае применения карбонизированной воды несколько больше, чем при обычном заводнении, что объясняется улучшением смачиваемости породы. Из трёх указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой CO2 , проталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжёлого остатка нефти после экстракции из нелёгких углеводородов. Пo сравнению с третьей разновидностью первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пластов, так как рассчитывать только на эффект отрыва плёнок тяжлой нефти от зёрен породы не всегда надёжно: такие плёнки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Считается, что наиболее целесообразна чередующаяся закачка CO2 и Н2О. При этом рекомендуемый размер первой порции CO2 составляет 2,5-5,0% порового объёма пласта, а суммарный объём закачки CO2 – 20-30%. По сравнению с закачкой воды чередующаяся закачка СО2 и воды приводит к росту коэффициента вытеснения на 10-15%. Закачка в пласт CO2 – один из наиболее широко распространённых методов повышения нефтеотдачи, применяемых в мировой практике нефтедобычи. Объектами применения этого метода являются однородные пласты, содержащие нефть вязкостью менее 15 мПа · с. В неоднородных пластах эффект за счёт роста коэффициента вытеснения не всегда компенсирует снижение нефтеотдачи из-за низкого охвата неоднородного пласта процессом нефтеизвлечения. В трещиноватых пластах применение этой технологии чаще всего нецелесообразно из-за опережающих прорывов углекислого газа по трещинам. Первый промысловый эксперимент по нагнетанию CO2 в нашей стране был проведён на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины. В целом по участку по оценке БашНИПИнефти за счёт закачка карбонизированной воды дополнительно добыли 27,3 тыс. т нефти. На тонну закачанного CO2 дополнительно добыто 5,8 т нефти. Результаты промысловой закачки СО2 за рубежом имеют относительно высокий процент успешности. Например, коэффициент успешности проектов, реализованных в США, Венгрии, Франции – 0,46-0,75. В наибольшем объёме промысловые испытания метода проводились в США. На основе анализа результатов промысловых испытаний, а также лабораторных и теоретических исследований был сделан вывод о большей эффетивности вытеснения нефти оторочками CO2 . В 60-70-х годах в США были начаты промысловые эксперименты различного масштаба с оторочками CO2 . Всего известно о проведении 59 опытов с общей площадью участков более 40 тыс. га и добычей нефти более 1,5 млн т в год. В нескольких экспериментах CO2 закачивали в пласты, содержащие высоковязкую нефть. Закачка велась периодически подобно пароциклическим обработкам скважин, т. е. после закачки в пласт определённого количества CO2 нагнетательная скважина вводилась в эксплуатацию как добывающая. В результате растворения CO2 в нефти её вязкость снижалась (как при воздействии паром) и дебит скважины увеличивался. В заключение следует отметить, что из всех известных физикохимических методов увеличения нефтеотдачи закачка CO2 наиболее перспективна. Особенно важное преимущество метода заключается в относительной простоте и возможности использования его в заводнённых пластах. Возможность применения метода определяется в основном ресурсами природного CO2 , так как потребности в нём (примерно 1 000-2 000 м3 на тонну добытой нефти) трудно будет удовлетворить за счёт только отходов химиче-62 ского производства. В последние годы почти в половине проектов по методам увеличения нефтеотдачи реализуется закачка в пласт газа, в основном CO2 . 10. Тепловые методы Тепловые методы по масштабам воздействия на пласт делятся на две большие группы: - обработка призабойных зон скважин паром, горячей водой, паром с различными химическими добавками; - площадное воздействие на пласт паром, горячей водой, внутрипластовым горением и с применением комбинированных технологий. По виду применяемого агента и механизму воздействия на пласт тепловые методы делятся на три группы: - технологии, основанные на нагнетании в пласт теплоносителей (пара, горячей воды и др.); - технологии, основанные на нагнетании в пласт окислителей (воздуха, кислорода); - комбинированные методы, основанные на закачке в пласт двух и более агентов (термополимерный, термощелочной, парогазовый и др.). Наибольшее распространение в мировой практике получили технологии, основанные на закачке в пласт пара: пароциклические обработки скважин (ПЦО) и площадная закачка пара. Продолжительность цикла закачки пара обычно составляет 10-20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приёмистости скважины по пару. Считается, что на 1 п. м. нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. Таким образом, при толщине пласта 20 м и приёмистости скважины 200 т в сутки продолжительность цикла закачки пара составит 10 суток. После закачки расчётного количества пара скважина закрывается на пропитку на 5-10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины. Затем, в случае использования для закачки пара высоких параметров специального внутрискважинного оборудования, последнее извлекается из скважины. После этого в скважину спускается глубинно-насосное оборудование и она вводится в эксплуатацию. При высоких параметрах закачиваемого пара (более 200-250°С) для определения времени ввода скважины в эксплуатацию необходимо также учитывать термостойкость глубинно-насосного оборудования. Если термостойкость оборудования меньше температуры закачиваемого пара, то необходимо, до спуска в скважину насоса, выполнить термометрические исследования по скважине. Такие исследования необходимы не только для определения возможности спуска в скважину насоса. Периодические термометрические исследования скважины после обработки её паром в режиме остывания позволяют также получить очень важную информацию о распределении пара по разрезу пласта, основных принимающих интервалах рареза, а также о возможных заколонных перетоках пара. В последующем эта информация используется для разработки мероприятий по регулированию процесса с целью повышения его эффективности. В результате ПЦО скважины её дебит по нефти увеличивается, как правило, в 3-5 и более раз, а продолжительность работы с повышенным дебитом может достигать 6-12 месяцев. После снижения дебита скважины по нефти до первоначального уровня, предшествующего ПЦО, проводят второй цикл. От цикла к циклу эффективность ПЦО снижается. Общее количество эффективных ПЦО может достигать 3-4. Эффективность ПЦО возрастает с увеличением пластового давления и толщины пласта. В пластах, истощённых при разработке на естественном режиме, и маломощных пластах (с ограниченным гравитационным потенциалом) ПЦО, как правило, малоэффективны. ПЦО скважин используются не только для интенсификации добычи нефти, но и для повышения нефтеотдачи пласта, а также для регулирования процесса теплового воздействия на пласт. Традиционные технологии теплового воздействия на пласт реализуются в две стадии: на первой стадии проводятся ПЦО добывающих скважин, после чего, для вовлечения в процесс теплового воздействия всего пласта, переходят к площадной закачке пара в нагнетательные скважины и одновременному отбору нефти из окружающих добывающих скважин. При площадной закачке пара применяются такие же площадные системы, как при заводнении: пятиточечные, семиточечные, девятиточечные и линейные. На залежах с аномально вязкой нефтью до перехода к площадной закачке пара проводят 1-2 ПЦО по нагнетательным скважинам с целью увеличения их приёмистости. Опыт разработки Лыаёльской площади Ярегского месторождения показал, что сами по себе ПЦО скважин малоэффективны из-за низкого пластового давления и малой толщины пласта. В то же время при площадной закачке пара не удавалось добиться реакции ни по одной добывающей скважине, если по ней не проводились ПЦО, причём с увеличением расстояний от нагнетательной скважины количество проводимых ПЦО приходилось увеличивать. В этом случае ПЦО использовались как средство регулирования процесса для снижения фильтрационных сопротивлений призабойных зон добывающих скважин. Наибольший опыт проведения ПЦО скважин в РФ накоплен на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, где ежегодно проводится по 40-50 ПЦО. Следует отметить, что ПЦО вертикальных скважин, несмотря на их эффективность, не могут рассматриваться как самостоятельный вариант теплового воздействия, позволяющий значительно повысить нефтеотдачу пласта, особенно при больших расстояниях между скважинами. Расчёты показывают, что даже массовое проведение ПЦО по всем скважинам пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, пробуренным на три эксплуатационных объекта, не позволит повысить нефтеотдачу пласта более 14-15%. Одним из перспективных направлений повышения нефтеотдачи пласта является использование для проведения ПЦО горизонтальных скважин. На одном из участков пермокарбоновой залежи планируются опытно-промышленные работы по многократному проведению ПЦО горизонтальных добывающих скважин. Перспективными направлениями повышения эффективности ПЦО скважин являются также добавление порции газа к закачиваемому пару и использование при ПЦО химических реагентов. На ряде месторождений Венесуэлы (Тиа Хуана и др.) испытывалась технология ПЦО, при которой к пару добавлялась порция газа (в основном, природный и углекислый газы или азот). Установлено, что при добавлении природного газа, который закачивался до или после ПЦО, возрастала дополнительная добыча нефти и снижалось паронефтяное отношение. Это обусловлено тем, что за счёт увеличения давления газ растворяется в нефти, благодаря чему возрастает эффективность режима растворённого газа. На месторождениях Венесуэлы проводились ПЦО с добавками ПАВ, которые образуют паровую пену, блокирующую высокопроницаемые пропластки, промытые паром, в результате чего повышается охват продуктивного пласта воздействием. Для подбора эффективных ПАВ и их концентрации вначале проводились лабораторные исследования. В качестве ПАВ на месторождении Тиа Хуана использовались два реагента: линейный алкилтолуол натрий сульфонат (ЛАНС) и разветвлённый алкилбензол натрий сульфат (РАНС). Технология включала закачку пара в течение 3-7 дней, определение базового профиля приёмистости пара, закачку порции ПАВ вместе с паром и повторное определение профиля приёмистости. После этого закачивалась остальная порция пара. Опытные работы показали, что наибольший эффект блокировки достигается при применении ЛАНС в концентрации 0,5% вес или РАНС в концентрации 1,0%. В больших масштабах паровые пены применяются на месторождении Мидуэй-Сансет (Калифорния), содержащем высоковязкую нефть. Для образования паровых пен используется ПАВ – оксиалкилированная замещённая фенолоальдегидная смола с коммерческим названием Thermoflood. На основании лабораторных исследований подобрана оптимальная концентрация этого ПАВ – 0,025% (по отношению к конденсату пара). При ПЦО скважин с ПАВ в среднем добывается в 2,2 раза больше нефти за цикл, чем при ПЦО без ПАВ. 15. Внутрипластовое горение (ВГ) или внутрипластовой движущийся очаг горения (ВДОГ) Сущность ВГ – создание, поддержание и перемещение в нефтяном пласте фронта горения или высокотемпературной зоны, тепло в которой образуется за счёт экзотермических окислительных реакций между частью пластовой нефти и кислородом воздуха. При этом используется энергия, получаемая при сжигании тяжёлых фракций нефти (кокса), которые и поддерживают горение. Процесс начинают с инициирования горения в нагнетательной скважине с помощью различных нагревательных устройств: газовых горелок, электронагревателей, забойных термогазогенераторов. Призабойная зона может также прогреваться теплоносителем или путём подачи на забой скважины катализаторов, ускоряющих реакции окисления. Некоторые высокоактивные нефти с большим содержанием смол могут самовоспламеняться. Самовоспламенению пласта способствует также высокая начальная температура пласта (более 60-70°С). После воспламенения пласта переходят к закачке в нагнетательную скважину воздуха для поддержания и продвижения к добывающим скважинам фронта горения. Имеются два варианта внутрипластового горения – прямоточный и противоточный. При прямоточном варианте внутрипластового горения поджог пласта и закачка окислителя производится через одну и ту же нагнетательную скважину. При этом окислитель и фронт горения движутся в одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей. При противоточном горении зажигание пласта производится в добывающей скважине, а окислитель закачивается в нагнетательную скважину и движется навстречу фронту горения. Поскольку этот процесс трудно регулировать, в основном применяется прямоточное горение. Участок пласта между нагнетательной и добывающей скважинами можно разделить на несколько характерных зон. Позади фронта горения, ширина которого составляет несколько десятков сантиметров, остаётся выжженная зона, температура которой в направлении добывающей скважины постепенно повышается до температуры фронта горения – 200-500°С (в зависимости от разновидности процесса горения). При высокой температуре фронта горения (порядка 400 и более °С) за ним остаётся сухая порода, не содержащая жидких продуктов. Непосредственно перед фронтом горения перемещается зона испарения и коксообразования, в которой происходит испарение связанной воды и остаточной нефти и образование коксообразного остатка. В пределах этой зоны протяжённостью 0,6-1,5 м температура резко снижается до 200-250°С. Впереди зоны испарения находится зона конденсации, в которой происходит конденсация паров воды и нефти. Протяжённость этой зоны 4-9 м, а температура в ней почти постоянная. Далее идёт зона горячего конденсата воды и нефти, в этой зоне температура постепенно снижается до первоначальной температуры пласта. Перед зоной горячего конденсата образуется зона повышенной нефтенасыщенности (нефтяной вал). Важной характеристикой пласта при реализации процесса ВГ является содержание тяжёлых фракций (топлива), которое определяется в лабораторных условиях. Оптимальная концентрация топлива должна быть такой, чтобы поддерживать температуру фронта горения выше температуры воспламенения нефти. При увеличении количества тяжёлых фракций в нефти выше оптимального значения возрастает расход воздуха на выжигание нефти и повышаются затраты на проведение процесса. Основной показатель, который характеризует экономическую эффективность внутрипластового горения – соотношение объёмов закачки воздуха и дополнительно добытой нефти. В успешных проектах воздухонефтяное отношение не превышает 3600 м³ воздуха на 1 м³ нефти. При горении нефти в пласте происходят различные процессы, свойственные технологии переработки нефти: крекинг, пиролиз, газификация и т. д. Внутрипластовое горение осуществляется в трёх разновидностях: сухое внутрипластовое горение (СВГ), влажное внутрипластовое горение (ВВГ) и сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ). Разновидность внутрипластвого горения определяется величиной водовоздушного фактора, т. е. отношением объёма закачиваемой в пласт воды к объёму закачиваемого воздуха. Соотношение закачиваемых в пласт объёмов воды и воздуха составляет в сренем 1-5 м³ воды на 1 000 м³ воздуха. При сверхвлажном горении водовоздушное отношение может изменяться от 2 до 10 м³ воды на 1 000 м³ воздуха. Существует два типа реакций окисления углеводородов: высокотемпературное окисление и жидкофазное окисление. Низкотемпературное жидкофазное окисление происходит при температуре 200-250°С и ниже. При сверхвлажном горении температура на фронте горения, как правило, не превышает 250°С. Процесс влажного и сверхвлажного горения происходит одновременно с образованием большой зоны насыщенного пара перед фронтом горения, что способствует более эффективному вытеснению нефти. Влажное и сверхвлажное горение являются более перспективными разновидностями горения, так как позволяют более эффективно использовать тепло, которое при сухом горении остаётся за фронтом горения и не используется. Увеличение водовоздушного фактора способствует росту скорости продвижения теплового фронта по пласту и уменьшению расхода воздуха на добычу нефти. При сухом горении скорость перемещения фронта горения 0,13-0,15 м/ч, при влажном горении – 0,22 м/ч, а при сверхвлажном – 0,36 м/ч в среднем. 16. Комбинированные методы повышения нефтеотдачи Комбинированные технологии, основанные на сочетании теплового и химического воздействия на пласт, в последнее время находят всё более широкое применение в мировой практике. К числу таких технологий относятся: - термополимерное заводнение; - термощелочное воздействие; - закачка пара с растворителем; - парогазовое воздействие; - комбинация теплового воздействия с внутрипластовой генерацией химреагентов и др. Комбинация теплового воздействия с закачкой растворителя Известно, что при вытеснении высоковязкой нефти паром механизм смешивающегося вытеснения проявляется крайне слабо. Для повышения роли этого механизма перед нагнетанием или в процессе нагнетания пара в пласт вводят некоторое количество растворителя. Для сопоставления приведена аналогичная зависимость для вытеснения «чистой» (без растворителя) нефти паром. В результате анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что существует некоторая оптимальная концентрация растворителя в смеси, дальнейшее увеличение которой при одинаковом размере зоны смеси приводитк преждевременному прорыву смеси на выходе из модели. Излишек растворителя не успевает перемешиваться с исходной нефтью и создаёт в пласте каналы, по которым в дальнейшем фильтруется конденсат пара. Об этом свидетельствует снижение темпа роста коэффициента вытеснения в опыте №3, где величина концентрации растворителя в смеси, видимо, была близка к оптимальной. В результате обработки полученных экспериментальных зависимостей установлено, что наибольший прирост коэффициента вытеснения наблюдается при увеличении размера зоны смеси до 0,12-0,15 от длины модели пласта при оптимальной концентрации растворителя в смеси около 30%. В этом же интервале резко снижается соотношение вязкостей нефти и смеси нефти с растворителем, что является определяющим фактором для предупреждения преждевременного прорыва растворителя и повышения эффективности процесса. При этом, как показали исследования, нет необходимости в создании оторочки растворителя больших размеров. Исследования показали, что, например, для достижения коэффициента вытеснения 0,7 в случае применения оторочки растворителя в размере 0,05 от порового объёма пласта объём оторочки пара составляет 0,45 от длины модели пласта, а без оторочки растворителя – 0,8, т. е. почти вдвое больше. С учётом экономических критериев рекомендуемый размер оторочки растворителя, предшествующий закачке в пласт пара – 0,05-0,1 от порового объёма пласта. На основании проведённых исследований сделаны следующие выводы: 1. Закачка в пермокарбоновую залежь Усинского месторождения оторочек растворителя, перемещаемых водой различной температуры, позволяет значительно повысить нефтеотдачу пласта по сравнению с холодным заводнением. 2. Обработка скважин растворителями не приводит к росту нефтеотдачи, но позволяет повысить темп отбора нефти из залежи при естественном режиме разработки. 3. Закачка оторочки растворителя перед закачкой в пласт теплоносителей способствует значительному увеличению нефтеотдачи и темпов отбора нефти. 4. Закачка растворителя в пласт может использоваться как метод регулирования процесса теплового воздействия, который рекомендуется применять для обработки нереагирующих добывающих скважин и нагнетательных скважин с низкой приёмистостью с целью снижения фильтрационных сопротивлений призабойных зон. В приложении 2 к настоящему разделу излагается опыт применения растворителей для увеличения нефтеотдачи на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Изучение этого опыта следует рассматривать, как практическое занятие. Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с закачкой газа Одним из недостатков насыщенного водяного пара, как теплоносителя, является резкое сокращение его объёма при конденсации пара по мере движения его по пласту. Для устранения этого недостатка к нагнетаемому пару добавляются неконденсирующиеся газы – азот, воздух, метан и др. Добавление газа приводит к изменению относительной проницаемости, способствует поддержанию давления, а также в известных случаях воздействует на саму нефть в результате растворения и химических реакций газа с её фракциями. Для одновременного нагнетания в пласт пара и продуктов сгорания разработаны специальные парогазогенераторы. На вход в парогазогенератор газ и вода подаются соответственно компрессором и насосом. В комплект установки входят камера сгорания высокого давления и испаритель, в котором из воды при её непосредственном контакте с продуктами сгорания образуется пар. При использовании глубинных парогазогенераторов высокого давления (глубинных парогазогенераторов) предусматривают нагнетание в пласт смеси водяного пара и газообразных продуктов сгорания. В этом случае отношение газпар зависит от стехиометрии реакции. Так, для получения 1 т пара сухостью 80% с энтальпией 570 ккал/кг (беря за исходную температуру окружающей среды) требуется 63 кг топлива, теплота сгорания которого не ниже 9 500 ккал/кг при тепловом КПД 95%. Для снижения этого значения следует или комбинировать нагнетание чистого пара и парогазовой смеси, или использовать в качестве окислителя кислород либо обогащённый кислородом воздух. Для повышения нефтеотдачи месторождений очень вязкой нефти предложено нагнетать совместно с паром метан (или природный газ), двуокись уг-85 лерода или воздух. В лабораторных условиях исследовался эффект подачи в пласт во время цикла паротеплового воздействия небольших порций воздуха, метана или двуокиси углерода. Рост извлечения нефти при нагнетании газа (при отношении газ-пар, равном 3,6 м3/т) приходился на момент, когда уровень добычи из данного местрождения становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана. Одним из эффективных механизмов при нагнетании газа является ускоренное продвижении пара в зону горячей воды, чтоприводит к интенсификации прогрева пласта при одинаковом количестве введённого в пласт тепла по сравнению с закачкой одного пара. Необходимо отметить, что добавление газа к закачиваемому теплоносителю может привести и к негативным последствиям: из-за большой разницы в значениях вязкости газа и жидкости возможны опережающие прорывы газа по высокопроницаемым зонам. Закачка в пласт пара с пенообразующими добавками Для предотвращения преждевременных прорывов пара по высокопроницаемым каналам в пласт вместе с паром закачивают термостойкие пенообразующие ПАВ. С целью выбора эффективных термостойких пенных систем для изоляции высокопроницаемых зон пласта проведены экспериментальные исследования различных пенных композиций для условий Усинского и Ярегского месторождений и определены оптимальные составы пен для применения впромысловых условиях. В качестве пенообразующих ПАВ нами были исследованы талловое масло (побочный продукт Сыктывкарского ЛПК), талловоемыло и ДС-РАС. Эти реагенты характеризуются достаточной термостойкостью. Стабилизирующими добавками в пенных растворах служили карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), метасиликат натрия, карбонат натрия. В качестве электролитов использовали хлористый кальций и бишофит. В процессе исследований выбраны наиболее перспективные композици следующего состава: - талловое мыло – 2,0% - метасиликат натрия – 4,0% - КМЦ или хлористый кальций – 2,0% С целью выравнивания теплового фронта путём временной блокировки зон прорыва пара на опытном участке ОПУ-1 Лыаёльской площади Ярегского месторождения был проведён эксперимент по закачке в скв. №45 пенной системы, подобранной в процессе лабораторных исследований и состоящей из таллового мыла, метасиликата натрия и бишофита. Соотношение компонентов пенной системы: таллового мыла – 6%, метасиликата натрия – 3%, бишофита – 1,5%. В скв. №45 было закачано 1500 л таллового мыла, состоящего из 300 л таллового масла, 30 кг технической соды и 1170 л воды, 800 кг метасиликата натрия и 300 кг бишофита. Закачка пенной системы была произведена агрегатом ЦА-320М в 7 приёмов. Начиная со второй порции, одновременно с закачкой раствора в скважину, подавался сжатый воздух с расходом около 3 м3/мин. В процессе закачки пенной системы давление на устье скважины возросло с 0,5-1,0 до 2,5-5,0 МПа. Это свидетельствует о том, что приёмистость скважины в результате блокировки зон высокой проницаемости уменьшилась примерно в 3 раза. После закачки пенной системы скважину ввели под закачку пара с давлением нагнетания 3,0 МПа. Показатели разработки элемента 45 приведены на рисунке 12.2, из которого видно, что, несмотря на повышенное давление нагнетания в течение первых двух месяцев, увеличение добычи нефти не отмечено. Лишь спустя три месяца после начала закачки пара начался резкий рост добычи нефти. Следует отметить, что в результате пеноблокировки произошло благоприятное перераспределение фильтрационных потоков в пласте. Впервые была зафиксирована реакция добывающих скважин 49 и 55, которые ранее не реагировали. В июле значительно улучшилась работа скв. 41. В результате этого добыча нефти по элементу 45 в июле возросла в 3- 4 раза. В августе добыча нефти по элементу начала снижаться. Можно предполагать, что к этому времени пенный состав окончательно разрушился, что привело к ухудшению работы скв. №№49 и 55. Дополнительная добыча нефти составила 155 т. Таким образом, на основании проведённых экспериментальных работ по временной пеноблокировке высокопроницаемых зон пласта по скв. №45, можно сделать следующие выводы: 1. Регулирование процесса теплового воздействия путём временной блокировки выработанных зон пласта пенными системами приводит к временному эффекту, который продолжается до 3-4 месяцев. В дальнейшем роза фильтрационных потоков восстанавливается и для выравнивания теплового фронта необходима повторная блокировка выработанных зон. 2. Для повышения эффективности регулирования процесса теплового воздействия целесообразно применять более стабильные составы (например, гелеобразующие). Комбинированные технологии теплового воздействия с внутрипластовой генерацией химических реагентов К основным факторам, повышающим эффективность тепловых методов при их сочетании с химическими, относятся: - снижение поверхностного натяжения на границе раздела вытесняемой и вытесняющей фаз и улучшение смачиваемости поверхности породы водой; - разложение химических реагентов под влиянием температуры с образованием газов и других веществ, повышающих эффективность вытеснения; - образование водо-, газонефтяных эмульсий или пенных систем в зонах повышенной проницаемости, что способствует выравниванию фронта вытеснения и повышает охват неоднородных пластов процессом нефтеизвлечения. Значительный интерес представляет использование химических соединений, которые разлагаются в пласте при повышенных температурах с образованием химреагентов, повышающих эффективность извлечения нефти при тепловых методах воздействия на пласт. Одним из перспективных направлений совершенствования технологии теплового воздействия является использование группы азотсодержащих соединений (карбамида, нитрит натрия, углеаммонийных солей, углеаммиаката и др.), которые характеризуются следующими благоприятными свойствами: - при повышенных температурах (до 60-150°С) разлагаются с образованем газов (CO2, NO) и щелочных растворов (NH4OH), положительно влияющих на процесс нефтеизвлечения; - азотсодержащие соединения (АС) являются продуктами крупнотоннажного производства и имеют относительно невысокую стоимость; - взрыво-, пожаробезопасны, нетоксичны или слаботоксичны, обладают умеренной коррозийной активностью. С целью оценки эффективности применения азотсодержащих химреагентов для воздействия на пласты Ярегского и пермокарбоновой залежи Усинского месторождений и выбора наиболее эффективных из них проведены экспериментальные исследования на специальной лабораторной установке. Рассмотренные АС обладают широким спектром свойств и поэтому поразному воздействуют на пластовую систему. Из большой группы АС широко известны только исследования эффективности применения карбамида. В то же время исследования по применению других АС, обладающих новыми свойствами, представляют значительный интерес, так как некоторые из них, например, углеаммонийные соли и др. могут разлагаться при значительно меньших температурах, чем карбамид. |