методы увеличения нефтеотдачи. повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами теоретический обзор

• Название: повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами теоретический обзор
• Анкор: методы увеличения нефтеотдачи
• Дата: 20.07.2022
• Размер: 2.1 Mb.
• Имя файла: Fisik_Himijsk_metod_teorij.doc
• Тип: Документы; #633763
• страница: 4 из 6

кислотного воздействия

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

• 
  обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
  

• 
  обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
  

• 
  очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
  

• 
  очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
  

• 
  удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
  

• 
  инициирования других методов воздействия на призабойную
  

К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также другие органические и неорганические кислоты и их смеси: уксусную СН₃СООН, сульфаминовую NH₂SO ₃H, серную Н₂ SO₄, глинокислоту (HCI+HF) и т. п.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и другие), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой. Вместе с тем соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов специальными присадками.

Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе, коррозионной активности; эмульгирующего свойства, способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой и величины пластового давления.

С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее повышается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующее свойство, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Оптимальная вцентрация соляной кислоты принимается равной 10—16%.

Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:

С аСОз + 2НС1 == СаСl₂ +H₂O + CO₂

СaCO₃ +2СH₃CООН=Са(СНзСОО)₂+Н ₂О+СО₂ с известняками

СaCO₃ +2NH₂SО₃Н=Са(NН ₂SО₃)₂+Н ₂О+СО₂

C aMg (CO₃)₂ + 4НС1=CaCI₂+MgCI₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)₂ + 4СНзСООН =Mg (СНзСОО)₂ + Са(СНзСОО)₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)₂ + 4NН₂SО₃Н =Ca (NН₂SО₃)₂ + Mg(NН₂SО₃)₂ + 2H₂O + 2CO₂

с доломитами

Химический состав породы определяюще влияет на выбор реагента и его компонентов.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатсодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение в осадок гипса или безводного сернокислого кальция. Их массовое содержание в растворе составляют (в %) соответственно:

Поваренная соль 6 –7

Хлористый кальций 5 – 10

Сульфат калия или магния 3 – 4
В указанных целях желательно использовать пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью не менее 1,18 г/см³, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Ангидриды предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами с массовым содержанием 6—10% азотнокислого калия.

При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доля которых соответственно составляет 3—5% и 2—3%.

На терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот.

Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:

SiO₂ + 4YF = SiF₄ +2H₂O;

H₄Al₂Si₂O₃ + 14HF = 2AlF₃ + 2SiF₄ + 9H₂O.

Реакция с кварцем протекает медленно. Наиболее бурно реагирует плавиковая кислота с алюмосиликатами (например, каолином и другими). К объектам воздействия плавиковой кислоты относятся цементирующие силикатные разности — аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.

Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кис-лоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Соляная кислота здесь обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как практически не реагирует с соединениями кремния.

Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т.е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3—5% HF и 8—10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3—0,4 м³ на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов сначала проводят солянокислотную обработку призабойной гзоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2—4% выше, чем в смеси с плавиковой.

Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60°С) определяют требование по применению для обработок скважии реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что .повышает охват пластов обработкой по его простиранию.

Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым: сроком стабильности, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду — нефть или нефтепродукты.Они обволакивают капли кислоты и предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта. Их проникающая способность определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается, в основном, трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Такие эмульсии имеют следующий состав: 50—70 % кислотного раствора и 30—50 % нефтепродукта. В эмульсии добавляют присадки — эмульгаторы и деэмульгаторы и другие ПАВ, регулирующие их стабильность, дисперсность и сроки разрушения.

Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя используют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г/см³ и выше. Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.

Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет их диссоциацию, на чем основано замедленное вступление в реакцию молекул слабой кислоты, так как ее молекулы, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок к сильным кислотам используют органические кислоты — уксусную и лимонную. Скорость нейтрализации составов замедляется в 4,5 раза при добавке 3—5% уксусной кислоты или 2—3% лимонной.

Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты, так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидат — продукт жидкофазного окисления углеводородов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты, растворители и воду.

При температурах 115—165°С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту (25—35% НС1), ингибированную реагентом В-2. Снижение скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты объясняется уменьшением диссоциации при содержании хлористого водорода более 22%.

Тип коллектора и гидродинамические характеристики скважины в призабойной и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам и проникающей способности рабочих жидкостей. В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы — кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы. Применение этих реагентов повышает охват пласта по простиранию и по толщине, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.

Замедление взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлено прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество (ПАВ), вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков, создавая условия для их прилипания к породе. В нейтрализованном растворе оно снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что благоприятно для их применения с целью повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем применение кислотных пен пока что ограничивается температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и содержанием в воде хлоридов. При содержании в воде хлоридов 5% и более и температурах 60—85°С устойчивость пен мала. В условиях фильтрации через пористые среды при наличии слоя нефти над пеной она разрушается. В силу указанных свойств пен их желательно применять в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах при невысоких пластовых давлениях и в водонагнетательных скважинах.

Кислота, загущенная 0,3—0,5% карбоксилметилцеллюлозой (КМЦ), имеет вязкость до 20 мПа^.с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ, адсорбируясь на породе, уменьшает площадь контакта кислоты с породой, а также снижает скорость ее нейтрализации. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата пласта по толщине. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60°С.

В пористых коллекторах низкой проницаемости и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью лучше использовать кислотные составы повышенной проникающей способности, к которым относят газированные кислоты и кислоту улучшенной фильтруемости. Газированные кислоты по содержанию в них газовой фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозо-ли, при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте — жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностнoe натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны попасть из-за противодействия капиллярных сил. Газовой фазой в газированных кислотах служат воздух, азот и углекислый газ. Применение азота снижает коррозионную активность и взрывобезопасность, а углекислого газа повышает растворящую способность системы.

Кислоты, используемые для освоения скважин и повышения их производительности, представляют по отношению к металлу коррозионно-активные среды. При 20°С и концентрации кислот 10% скорость коррозии стали марки Ст. 3 в них составляет (г/(м²-ч)):

Соляная кислота 7,0

Уксусная кислота . 2,97

Сульфаминовая кислота 2,18

Глинокислота (10% HCI+5%HF) 43,1

С увеличением концентрации кислоты и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислоты ингибиторами служат формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. К реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии, предъявляют следующие требования:

• 
  эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;
  

• 
  растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на его фильтрации;
  

• 
  после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться);
  

• 
  ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.
  

Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.

Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.

Под внутрипластовой кислотной обработкой понимается воздействие кислотным раствором с закачкой его в призабойную зону.

Потребный объем кислотного состава (в м³) для внутрипластовой обработки

(1)

где h — толщина обрабатываемого интервала, м; т — пористость (эффективная) пород, доли ед.; — радиус (глубина) обработки, м; — радиус скважины, м.

Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по проетиранию пласта, то применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой обработки заключается в поочередной закаачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составом поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним. Такими жидкостями для нагнетательных скважин служат растворы полимеров и ПАВ, а для добывающих скважин — дегазированные нефти или другие. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием пласта и по толщине. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливают опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок можно принять поочередную закачку 5 м³ кислотного состава и 1,5—2 м ³ специальной жидкости при трех циклах.

Поинтервальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. В качестве временно изолирующих материалов при поинтервальном кислотном воздействии на пласт используют полимеры, высокоокисленные битумы, сухую сульфитспиртовую барду, гранулированный нафталин и другие водо- или нефте-растворимые зернистые и вязкоупругие материалы. В зависимости от забойной температуры для поинтервального воздействия в добывающих скважинах применяют следующие реагенты: высокоокисленный битум — 100—180°С; полимер бензинового потока— 100—120°С; полимер промрастворного потока — 100—130°С; полиэтилен низкого давления — 120—150°С; полипропилен — 150—180⁰ С.

В качестве жидкости-носителя для транспортировки изолирующих материалов типа полиолефинов применяют нефть, а для .транспортировки высокоокисленного битума — 3%-ный водный раствор сульфитспиртовой барды.

Содержание полимеров в 1 м³ жидкости-носителе составляет 150—250 кг, а высоковязких высокоокисленных битумов — 100— 130 кг. Количество излирующего материала принимается из расчета 10—20 кг на 1 м изолируемой толщины пласта.

Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целы увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем (в м³) кислотного состава-или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве



где Т_нр — продолжительность нейтрализации раствора, мин;

q_зак — темп закачки реагента, м³/мин;

T_сэ— стабильности эмульсии, мин.

Кислотно-гидромониторное воздействие применяется для очистки поверхности фильтра от цементной и глинистой корок и инициирования поинтервального воздействия или кислотного гидроразрыва.

Потребный объем (в м³) кислотного состава при кислотно-гидромониторном воздействии

V_ксг=Тq_нn,

где Т — продолжительность кислотно-гидромониторного воздействия, мин;

q_н— расход через насадку, м³/мин;

п — число одновременно работающих насадок.

Давление закачки составов при кислотном воздействии определяется самим методом и его технологической схемой, прочностной характеристикой эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих объекты обработки и продуктивный пласт от ниже- и вышележащих водо- или газонасыщенных пластов.

При кислотном воздействии по схемам, обеспечивающим повышение охвата закачкой или отбором, давление закачки реагента не должно превышать 'нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется экспериментально для конкретных залежей, а при накоплении опыта принимается равным 0,6 геостатического давления на пласт (давления вышележащей толщи породы).

Давление закачки реагента ограничивается допустимым рабочим давлением для спущенной эксплуатационной колонны. Когда давление закачки реагента превышает допустимое для эксплуатационной колонны (с учетом коэффициента запаса прочности и износа колонны), обработку осуществляют посредством изоляции интервала воздействия пакером, который устанавливают на 2— 5 м Bbilue верхних отверстий перфорации. Кроме того, давление закачки реагента при кислотном воздействии не должно вызывать нарушений герметичности разобщения пластов цементом. В связи с этим перепад давления при закач.ке не должен быть выше 2 МПа на 1 м толщины цементной перемычки между обрабатываемым и близлежащим интервалами.

Темп закачки реагента в пласт определяют из условия охвата обработкой заданной глубины пласта. При этом реагент после достижения заданной глубины пласта по простиранию должен сохранить свою активность. Минимальный темп закачки реагента (в л/с) в пласт

Q_min=V/T_нр

где V — планируемый для обработки объем реагента, л;

Т_нр— продолжительность нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, с.

Потребный объем товарной кислоты (в л) на приготовление 1 м³ кислотного состава заданной концентрации

V_T=10a_з_з/А,

где а_з — заданная концентрация кислоты в составе, %;

_з— лотность раствора кислоты заданной концентрации , г/см³;

А— концентрация товарной кислоты, кг/л.

Термокислотной обработкой принято называть воздействие на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную бработку призабойной зоны, при которой структура перового ространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.

На практике применяются две технологические схемы термокислотной обработки. При одной из них (внутрискважинной) в интервал обработки на насосно-компреосорных трубах спускается специальное устройство, выполненное по типу контейнера, который заполняется магнием или его сплавами в виде стержней, стружки или гранул. Обычно используются контейнеры диаметром 75—100 мм, вмещающие от 40 до 100 кг магния.

При обработке скважины по насосно-компрессорным трубам в центральную перфорированную трубу контейнера подается раствор соляной кислоты 12—1515%-ной концентрации с расходом 2— 6 л/с в объемах от 70 до 100 л на 1кг массы магния. Через отверстия в центральной трубе кислота попадает в камеру с магнием, взаимодействуя с которым, нагревается и через отверстия внешнего кожуха задавливается в пласт. При указанных параметрах закачки кислоты ее остаточная кислотность после реакции с магнием составит 8—12%.

Предпочтительные области применения внутрйскважйнных гермокислотных обработок — залежи нефти с пластовыми температурами до 50° С, содержащие парафинистые и смолистые нефти. Область применения внутрискважинных термокислотных обработок ограничивается также высокой коррозионной активностью горячей кислоты, а поэтому они предпочтительны в скважинах, забой которых не обсажен трубами.

Вторая технологическая схема (внутрипластовая) термокислотной обработки предусматривает ввод гранулированного магния в трещины гидроразрыва, предварительно создаваемые в пласте. Гранулированный магний попадает в трещины гидрораэрыва вместе с песком, которым закрепляются образованные трещины.В песок равномерно дозируется 200—250 кг гранулированного магния, а после того как трещина заполнена смесью песка и магния, закачивают раствор соляной кислоты 12—15 %-ной концентрации. В результате этой обработки структура поровых каналов в пласте изменяется вследствие как растворения горячей соляной кислотой карбонатных разностей в породе, так и создания в породе трещин гидроразрыва. Выделившееся тепло растворяет па-рафиносмолистые фракции нефти и снижает ее вязкость.
9. Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения.

Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения, позволяющей устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.

Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается в нагнетании в скважине окислителя (обычно воздуха) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта. В некоторых случаях происходит самопроизвольное воспламенение нефти без подвода дополнительного топлива.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличии от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, и поэтому в дальнейшие сведения относятся только к прямоточному горению.

При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и др. сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти, так называемый кокс. При различных геолого-промысловых условиях концентрация кокса может составлять 10-40 кг на 1 м³ пласта. Этот важный параметр процесса горения рекомендуется определять экспериментальным путем в лабораторных условиях.

При увеличении плотности и вязкости нефти концентрация кокса увеличивается, а с увеличением проницаемости породы - уменьшается. Считается, что при сгорании кокса выделяется тепло в количестве 29-42 МДж/кг. Также установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленнее вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. В результате при сухом внутрипластовом горении (так называется процесс, когда для поддержания горения закачивается только воздух) основная доля генерируемого в пласте тепла ( 80 % и более) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает определенное положительное влияние на процесс вытеснения из не охваченных горением смежных частей пласта. Переброска тепла в область впереди фронта горения приведет к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху. В этой связи проводится интенсивная работа по созданию методов, сочетающих внутрипластовое горение и заводнение, главная отличительная особенность которых заключается в ускорении теплопереноса и переброске тепла в область впереди фронта горения.

В мировой практике все большее признание получает метод влажного горения. Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 6). Процесс внутрипластового парогенерирования - одна из важнейших отличительных особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов.

Значения соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха укладываются в пределы 1-5 м³ воды на 1000 м³ воздуха (при нормальных условиях), т.е. водовоздушный фактор должен составлять (15)10^-3 м³/м³. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого-промысловыми условиями осуществления процесса. Однако с увеличением плотности и вязкости нефти (точнее с увеличением концентрации кокса) величины необходимого водовоздушного фактора уменьшаются. Если значения водовоздушного фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается. При закачке воды в большем количестве метод влажного горения переходит в другие модификации комбинированного воздействия на пласт горением и заводнением. Важно подчеркнуть, что повышенные значения водовоздушного фактора не приводят к прекращению окислительных экзотермических процессов в пласте даже в случае прекращения существования высокотемпературной зоны горения. В тоже время заниженные значения его обусловливают снижение эффективности теплового воздействия на пласт и процесса извлечения нефти. Поэтому процесс влажного горения целесообразно вести с максимально возможными значениями водовоздушного фактора.

Температурная обстановка в пласте при влажном горении схематично изображена на рис.6.


Рис. 6 Схема процесса влажного горения

Условные обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения .

Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения.
Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения - здесь она достигает 370 С и выше. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. В выжженной области за фронтом горения выделяются две температурные зоны. В переходной зоне температура изменяется от температуры нагнетаемых рабочих агентов (воды и воздуха) до температуры испарения нагнетаемой воды. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, образовавшегося в результате испарения нагнетаемой вместе с воздухом воды в породе прогретой до высокой температуры перемещающимся впереди фронтом горения.

Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется при влажном горении в основном путем конвективного переноса потоками испарившейся нагнетаемой воды и продуктами горения, а также путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики, т.к. потери тепла в окружающие пласт породы приводят к быстрому охлаждению фильтрующихся здесь газообразных паров воды и продуктов горения, характеризующихся низкой теплоемкостью. Основная доля перебрасываемого в область впереди фронта горения тепла концентрируется в зоне насыщенного пара - зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождается конденсацией пара, а не падением его температуры, а также в переходной температурной зоне - зоне горячей воды, образующейся в результате полной конденсации насыщенного пара. Температура в зоне насыщенного пара зависит в основном от уровня пластового давления с учетом доли пара в газовом потоке. Обычно в пределах этой зоны она меняется незначительно и составляет примерно 80-90 % от температуры насыщенного пара. Температура в переходной зоне изменяется от температуры конденсации пара до начальной пластовой.

Наконец, впереди переходной зоны располагается область, не охваченная тепловым воздействием, характеризующаяся начальными температурными условиями.

Величина области прогрева пласта впереди фронта горения в значительной мере определяется темпом генерации тепла на фронте горения (а следовательно, темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным фактором. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличивается. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально возможном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практически все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впереди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны. Именно такой процесс оптимального влажного горения схематично изображен на рис.6.

Картина температурного поля при влажном горении обусловливается в основном генерированием пара на фронте горения и нагреванием этим паром области пласта впереди фронта горения. Не случайно поэтому при влажном горении температурная обстановка впереди фронта горения во многом аналогична таковой при нагнетании в пласт пара (рис. 7).



Рис. 7 Схема вытеснения нефти паром.

Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.

Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.

По этой же причине при влажном горении будут реализовываться те же механизмы вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, а именно механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, механизм смешивающегося вытеснения испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти. Вместе с тем, поскольку для реализации внутрипластового горения в пласт нагнетаются воздух и вода, проявляется также и механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. Кроме того, на процесс извлечения нефти могут оказывать влияние продукты горения и окисления нефти в пористой среде, а также физико-химические превращения самой породы коллектора. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа, что, создает условия для проявления механизма вытеснения нефти углекислым газом. Этот механизм может существенно усилится в случае осуществление процесса внутрипластового горения в коллекторах карбонатного типа в связи с появлением дополнительных количеств углекислого газа вследствие термического и химического разложения карбонатов. Углекислый газ вместе с нефтью и водой может образовывать пену, которая оказывает положительное влияние на процесс вытеснения нефти. В процессе горения образуется также поверхностно-активные вещества (ПАВ), альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями.

Таким образом, при осуществлении внутрипластового горения проявляются и существуют большинство из известных к настоящему времени процессов, увеличивающих нефтеотдачу пластов. Именно этим объясняются наблюдаемые при внутрипластовом горении в лабораторных и промысловых условиях высокие показатели степени извлечения нефти.

Размер области прогрева пласта впереди фронта горения при реализации влажного горения такого же порядка, как и выжженной зоны, и в большинстве случаев может достигать величины 100-150 м и более. Поэтому, с одной стороны, появляется возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (0,16-0,20 км²/скв. и более), а с другой - отпадает необходимость доводить фронт горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти. Только за счет развития области прогрева пласта впереди фронта горения расход воздуха может сократится в среднем в 1,5-2,0 раза. Дополнительная экономия в расходе воздуха на добычу нефти может быть достигнута за счет перемещения по пласту путем нагнетания не нагретой воды созданной в результате влажного горения тепловой оторочки. В целом же считается, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти сокращается в 2,5-3 раза и более, чем при сухом горении. Что касается расхода воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, то согласно данным промысловых испытаний, он изменяется в диапазоне 1000-3000 м³ (при нормальных условиях) на 1 м³ нефти.

Значительное сокращение расхода воздействия на добычу нефти при влажном горении является важной предпосылкой расширения области применения теплового воздействия на более глубоко залегающие пласты.

Метод влажного горения осуществим на объектах со значительным диапазоном изменения геолого-физических условий. Появляется возможность разработки этим методом месторождений нефти средней и малой вязкости, в том числе после заводнения.

Как уже говорилось, при повышенных значениях водовоздушного фактора возникают разновидности комбинированной технологии, основанные на сочетании заводнения с внутрипластовыми окислительными реакциями. В этом случае фронт горения, как и примыкающие к нему зоны перегретого пара, прекратят свое существование, а закачиваемый кислород воздуха поступит в зону насыщенного пара, где он и вступит в экзотермические реакции с нефтью. Нужно отметить, что скорость протекания окислительных процессов довольно высока и при температурах характерных для зоны пара (200 С и выше). Такой процесс назван "сверхвлажным горением". При сверхвлажном горении холодная вода вторгается в зону горения еще до того момента, когда сгорит вся оставшаяся в виде топлива нефть. Особенность сверхвлажного горения заключается в том, что нагрев и испарение воды, регенерация тепла и его образование в результате окислительных реакций сосредоточены в единой зоне, скорость перемещения которой определяется темпами нагнетания воды и будет существенно выше, чем скорость перемещения фронта горения при сухом и влажном горениях. Таким образом, при сверхвлажном горении достигается существенное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие концентрации топлива (единицы килограммов на 1 м³ пласта). Поэтому с применением метода сверхвлажного горения связывают значительные перспективы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти малой вязкости, в том числе и после заводнения.

К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся:

• 
  необходимость применения мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения;
  
• 
  необходимость принятия мер по предотвращению коррозии оборудования;
  
• 
  возможность проявления гравитационных эффектов и снижения вследствие этого охвата пласта тепловым воздействием.
  

10. Методы увеличения нефтеотдачи пластов применяемые на месторождениях АО «Томскнефть».

Успешность внедрения на каждом конкретном месторождении МУН зависит от правильности его выбора, который должен осуществляться на основе критериев применимости. Критерии применимости методов разрабатываются на основе анализа результатов лабораторных и теоретических исследований и предыдущего опыта работы.

На месторождениях Стрежевского НГДУ в настоящее время применяются следующие методы МУН, осуществляемые ООО “Бурение-2”: физические методы ( ПГД БК, ДП), химические: обработки призабойной зоны кислотами (соляной, бензолсульфокислотой (БСК), различными ПАВ, составами кислот (БСК+БФА, HCl+HF, НCl+БФА, БСК+НF и другими комбинациями кислот) физико-химические методы: закачка композиционно-тампонажных систем (КТС), полимерно-углеводородных систем (ПУС) в нагнетательные скважины. в целях изменения фильтрационных сопротивлений водонасыщенных зон, повышения охвата пластов заводнением и доотмыва остаточной нефти.

10.1. Технология использования полимерно-углеводородных систем (ПУС).
Инженеры ООО “Бурение-2” разработали технологию обработки нагнетательных скважин полимерно-углеводородными системами (ПУС), которая применяется в настоящее время, на основе натриевой соли полиакриловой кислоты УНИФЛОКА.

Технология ПУС обеспечивает изменение фильтрационных сопротивлений водонасыщенных зон, повышение охвата пластов заводнением и отмыв остаточной нефти.

По этой технологии в 1998 году на месторождениях НГДУ“ Стрежевойнефть” обработано 10 скважин, что позволило добыть 19690 т нефти при минимальных затратах химреагентов. На 1 т используемого полимера добыто 8950 т нефти, а эффективность работ составила 1969 т на 1 скв./опер.

Кроме того, эта технология нашла применение в добывающих скважинах для ограничения притока вод в нефтяные скважины. На сегодняшний день на нефтяных скважинах с помощью технологии ПУС выполнено 4 скважино-операции, которые относятся к категории сложных изоляционных работ.

Технология совмещает положительные свойства осадкообразующих методов регулирования профилей приемистости и полимерного заводнения.

Физико-химический смысл технологии состоит в следующим: при взаимодействии УНИФЛОКА с ионами Са⁺⁺ или Mg⁺⁺, присутствующими в пластовой воде, образуются нерастворимые осадки солей Са или Mg, полиакриловой кислоты; при этом за счет большой длины линейных молекул полимера унифлока резко падает текучесть системы до превращения ее в гелеобразное состояние. Взаимодействие с водой обеспечивает резкое набухание полимера. За счет этого в пласте происходит заполнение каверн, трещин, промытых зон образовавшимся гелем. Дальнейшее набухание геля ведет к созданию остаточного фактора сопротивления для последующей фильтрации воды.
10.2.Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологии:

Для осуществления технологического процесса необходимо следующее оборудование:

• 
  насосный агрегат типа АН-700, ЦА-320;
  
• 
  автоцистерна типа 4ЦР, ЦР-7АП;
  
• 
  промежуточная емкость.
  

Для проведения технологического процесса необходимы следующие материалы:

• 
  расчетное количество УНИФЛОКА,
  
• 
  расчетное количество безводной нефти или другой углеводородной безводной жидкости,
  

- продавочная минерализованная жидкость.
10.3. Технологический процесс закачки композиции.

Технологический процесс закачки композиции осуществляется насосным агрегатом в нагнетательную скважину.

Цикл закачки включает в себя последовательную закачку в скважину следующих компонентов:

- безводная нефть в объеме 2-4 м³ в зависимости от приемистости скважины в качестве буфера;

- предварительно перемешанная в осреднительной емкости до однородной массы смесь УНИФЛОКА и безводной нефти. Отношение полимера к углеводородной жидкости для качественного перемешивания в осреднительной емкости должно быть расчетным;

- безводная нефть в объеме 2 м³ в качестве буфера.

Процесс закачки композиции ведется при постоянном контроле давления закачки, определяемому по манометру насосного агрегата.

После окончания процесса закачки композиция продавливается в пласт продавочной жидкостью – сеноманской водой в объеме, равном объему НКТ плюс 20 м³.

Скважина закрывается и оставляется на реакцию, дальнейшие работы должны производиться не ранее чем через 48 часов.

После вывода скважины на режим проводят комплекс стандартных геофизических исследований.

10.3. Экономической эффективность от дополнительной добычи нефти за счет закачки полимерно- углеводородной системы (ПУС)
Применяемые в настоящее время на месторождениях РФ физико-химические методы с использованием гелеобразующих систем очень дорогостоящи, в связи с тем, что в них используется полиакриламид импортного производства, стоимость которого достигает 7-8 тыс. долларов за тонну.

Достаточно отметить, что стоимость химреагентов для одной обработки, применяемой на месторождениях Самотлора технологии закачки осадкообразующих составов на основе щелочных стоков производства капролактама с использованием полиакриламида, составляет 86 тыс. руб. Стоимость химреагентов для одной обработки по технологии ПУС - 9 тыс. руб. при одинаковой эффективности.

В докладе представлены данные по работе нагнетательной скважины №1558 Восточно-Вахского месторождения, на которой была применена технология ПУС в августе 1997 года.

Работы на скважине №1558 Восточно-Вахского месторождения, на которой была применена технология ПУС в августе 1997 года, выполнены без подъемника. Затраченное время на проведение операции – 36 часов. Общие затраты на химреагенты и производство работ составили 50тыс.руб. На графике 1 (приложение 3) отражено, как идет разработка нефтяных скважин окружения этого участка с сентября 1997 года по ноябрь текущего года: обводненность по участку понизилась с 59,5 % в августе 1997 года до 41,4 % в ноябре 1998 года, и, хотя суточный дебит жидкости упал за этот же период с 30 тыс. т до 22,2 тыс. т, суточный дебит нефти стабилизировался на одном уровне, прекратилось падение добычи нефти, уменьшилась добыча воды. Дополнительная добыча нефти на данном участке за этот период составила 8320т; эффект продолжается. Затраты на тонну добычи дополнительной нефти по участку составили всего 6 рублей.

Из 10 обработанных скважин в 1998 году на восьми скважинах достигнут положительный эффект, который продолжается и по сегодняшний день.

Расчет экономической эффективности от применения технологии ПУС составлен на основании данных НГДУ “Стрежевойнефть” и основан на сравнении себестоимости нефти до применения технологии (ПУС) и после за 6 месяцев 1998 года (см. расчет).
10.4. Заключение
Воздействие на пласт в условиях заводнения осадкообразующими, вязкоупругими реагентами на поздней стадии эксплуатации месторождений обеспечивает выравнивание проницаемостей неоднородного пласта, повышение охвата его заводнением , улучшение нефтевытесняющих свойств воды и рекомендуется для интенсификации разработки обводненных месторождений с высокой минерализацией пласта.

Применение полимерно-углеводородной системы на основе осадкообразующего химреагента УНИФЛОК дало положительные результаты на Вахском месторождении по пластам Ю1. Использование в технологии (ПУС) недорогих химреагентов в относительно малых объемах по сравнению с другими технологиями, малая трудоемкость работ и высокая их эффективность позволяют применять технологию ПУС в широких масштабах.
11. Проект физико-химического воздействия

Целью данного проекта является повышение нефтеотдачи на Советском месторождении за счет внедрения технологий применения большеобъемных гелевых составов (БГС), полимерно-гелевой системы (ПГС) «Темпоскрин» и проведения работ по выводу скважин из бездействующего фонда силами КРС.

Обоснование Проекта. Советское месторождение выбрано в качестве объекта внедрения технологии, исходя из приемлемых геолого-физических условий и наличия значительных остаточных извлекаемых запасов нефти. В результате внедрения Проекта будут вовлечены в разработку не дренируемые запасы пласта АВ₁ Советского месторождения за счет перераспределения фильтрационных потоков и снижения текущей обводненности добываемой продукции. Наличие положительного опыта применения БГС на Мамонтовском месторождении, в частности на пласте АС₅₊₆, и схожесть геологического строения пластов АВ₁ Советского и АС₅₊₆ Мамонтовского месторождений позволяет ожидать получение положительных результатов внедрения данной технологии повышения нефтеотдачи пластов.

Технология БГС предназначена для изоляции высокопроницаемых обводненных пластов, изменения направления фильтрационных потоков в продуктивном пласте, увеличения охвата продуктивных пластов воздействием и повышения конечного нефтеизвлечения. Технология применения БГС основана на сшивании макромолекул полиакриламида (ПАА) реагентом-сшивателем (ацетат хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.) в пространственную структуру, что позволяет значительно улучшить реологические свойства состава и повысить термическую стабильность. Технология воздействия на пласт заключается в закачке заданного объема водного раствора ПАА со сшивателем определенной концентрации в нагнетательные скважины и его продавке оторочкой воды.

Технология применения БГС в предлагаемом варианте разработана ЗАО «Технология-Сервис».

В 1993-97 гг. технология закачки большеобъемных гелевых составов (БГС) на основе полиакриламида (ПАА) со сшивателем была внедрена на трех объектах (АС₄, АС₅₊₆, БС₁₀) Мамонтовского месторождения НГДУ “Мамонтовнефть”. Начиная с декабря 1993 г. через нагнетательные скважины закачано 310.8 тыс. м³ БГС. Дополнительная добыча нефти составила 957.4 тыс.т.

Технология ПГС «Темпоскрин» предназначена для изменения профиля приемистости нагнетательных скважин путем закачки в пласт водного раствора радиационно сшитого полимера (при необходимости с добавкой бентонитовой глины или цемента). Технология была успешно испытана на ряде месторождений. Так, на горизонте БС_1-5 Усть-Балыкского месторождения (геолого-физические характеристики которого близки к свойствам пласта АВ₁ Советского месторождения) в 1996 г. ПГС Темпоскрин были обработаны 6 нагнетательных скважин. Удельная эффективность по участку применения ПГС составила около 2 тыс. т дополнительно добытой нефти на скважино-операцию.

Для увеличения эффективности воздействия потокоотклоняющих технологий данный проект предполагает ввод из бездействия добывающих скважин

Проект предусматривает: Прирост добычи нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости в результате применения потокоотклоняющих технологий и вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти; ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин силами бригад капитального ремонта.

Суммарный технологический эффект от внедрения технологий составит 113 тыс.т дополнительно добытой нефти, в том числе более 80 тыс. т в 2000 г.;

Проведение 5 скважино-операций по закачке БГС и 65 скважино-операций по закачке ПГС «Темпоскрин» со сменой задвижек (140 шт);

Проведение капитального ремонта на 42 добывающих скважинах с заменой НКТ и проведением геолого-физических работ (ГФР);

Проведение капитального ремонта на 20 нагнетательных скважинах из числа обрабатываемых со сменой арматуры (10 шт.) и НКТ (10 скв. по 1880 м);

Проведение геофизических (20 скв.) и индикаторных исследований (определение скоростей фильтрации и распределения закачиваемой воды с использованием меченых жидкостей) на 2 нагнетательных скважинах до и после применения потокоотклоняющих технологий;

Сопутствующие затраты (приобретение спецтехники и реконструкция трубопровода).

Для реализации проекта предлагается использование опыта ЗАО «Технология-Сервис» (применяющего технологии БГС и ПГС «Темпоскрин» на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз») с привлечением бригад капитального ремонта скважин;

Научно-техническое сопровождение реализации Проекта предлагается возложить на Уфимский филиал ООО «ЮганскНИПИнефть.

Таким образом:

• 
  Внедрение технологий БГС и ПГС «Темпоскрин» подтверждено высокой технологической и экономической эффективностью;
  

• 
  Обоснованность выбора объектов воздействия (пласты А₁ и Советского и А₂ Западно-Полуденного месторождений) позволяет гарантировать эффективность привлечения заемных средств Компании.
  

Организационный план проекта.

В рамках данного Проекта планируется выполнить 5 скважино-операций по закачке БГС, 65 скважино-операций по закачке ПГС «Темпоскрин» 42 капитальных ремонта добывающих скважин и 20 капитальных ремонтов нагнетательных скважин по подготовке к закачке (в том числе со сменой задвижек, арматуры и НКТ). В табл. 1 представлены планируемые объемы внедрения технологии и ГТМ.