Покрепин. Учебное пособие 2е издание Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 1.05 Mb.
|
|
7.11. Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов. Водогазовое воздействие. Значительно раньше, чем заводнение с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из истощенных пластов на многих месторождениях использовали технологию нагнетания природного или нефтяного газа. При этом вначале газ нагнетали в пласты при давлениях, не обеспечивающих смесимость его с нефтью. До применения искусственного заводнения нефтяных залежей технологию вытеснения нефти газом считали экономически вполне оправданной, так как она позволяла поддерживать дебиты скважин и повышать нефтеотдачу пологозалегающих пластов на 5-10% по сравнению с режимом растворенного газа, а крутозалегающих на 15-20%. Однако после широкого применения заводнения залежей с пологозалегающими пластами было однозначно установлено, что газ при не смешивающемся с нефтью вытеснении хуже как вытесняющий агент, чем вода, основная причина малой эффективности газа как вытесняющего агента — его малая вязкость (в 10—15 раз ниже вязкости воды), обусловливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов по нефти и охвата пластов вытеснением. Механизм процесса. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил — верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа, с целью уменьшения их недостатков, применением их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. Тогда можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т. е. от применения водогазовых смесей. При этом условии эффект от совместного чередующегося нагнетания воды и газа в пласты, т. е. вытеснения водогазовой смесью, будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10 — 15 %), при которой газ неподвижен. Эффективность и технология процесса. Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии также более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем раздельно только водой или только газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15 % по сравнению с обычным заводнением. Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт — обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т. е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть значительно ниже указанной, и тем ниже, чем однороднее пласт. Нагнетание газа и воды в пласты поочередно оторочками (продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 суток) или одновременно в смеси через одну и ту же нагнетательную скважину также обладает большими недостатками. Приемистость (продуктивность) нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается — Для газа в 8-10 раз, а для воды в 4 —5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны пласта. Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эФфективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10 — 20 % в зависимости от неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды. Оборудование каждой нагнетательной скважины для по очередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Вследствие этих недостатков циклический метод водогазового воздействия на пласты требует значительного увеличения числа нагнеетательных скважин для обеспечения необходимых объемов нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, повышенных давлений нагнетания и сложного устьевого оборудования для нагнетательных скважин. Однако соответствующими технологическими и техническими решениями можно уменьшить и даже исключить отрицательное влияние этих факторов. Для этого требуются оптимальные условия вскрытия пластов в скважинах перфорацией, размещение их и эксплуатация, обеспечивающие изменение направления потоков и целенаправленное использование гравитационных эффектов. Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов. Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легкой нефти (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15-20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин). Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать: > углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших - площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти); > глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано; > однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины; > гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки. Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания сухого нефтяного газа приведена на рис. 7.9. Рис. 7.9. Технологическая схема закачки , нефтяного газа. I - продукция нефтяных скважин; II - газ в нагнетательные скважины; III - газ на местное потребление; IV - нефть потребителю; V - вода; 1 - сепаратор высокого давления; 2 - газоочиститель; 3 - компрессор высокого давления (компрессорная станция); 4 - установка комплексной подготовки нефти; 5 - отбензинивающая установка (газопереработывающая завод); 6 - компрессор низкого давления При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газовом промысле, как и для магистрального транспорта. Приемистость скважин устанавливают опытным путем или рассчитывают по формуле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газонагнетательных скважин. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно давление нагнетания на 15-20% выше пластового. Преждевременные прорывы газа резко снижают Эффективность процесса вытеснения и увеличивают энергетические затраты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетаемого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят циклическую закачку газа. Добавка сжиженных газов в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа с разной нефтью при сравнительно побольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Однако, применение сжиженных газов ограничено их высокой стоимостью. Закачка газа высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом. При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям не эффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения. Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90 — 95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой. 7.12. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. Полимерное заводнение. Сущность метода заключается в выравнивании подвижности нефти () и вытесняющего агента () для увеличения охвата пласта воздействием. Для этого в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность. При концентрации полиакриламида (ПАА) в растворе 0,01-0,1% вязкость его увеличивается до 3-4 мПа-с. это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением. Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов -повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды -происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пласта заводнением. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером 40-50% от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, неоднородности пористой среды и солевого состава пластовой воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2-3 раза выше. Оторочка загущенной воды затем продвигается обычной водой. Полимерное заводнение является одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Область возможного применения его весьма велика. Однако у метода существуют и большие недостатки, ограничивающие его широкое применение. Основной недостаток метода заключается в том, что резко снижается продуктивность нагнетательных скважин вследствие резкого роста вязкости, которую не всегда можно компенсировать повышением давления нагнетания из-за деструкции молекул полимера. Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность - основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента. Деструкция может быть химической, термической, механической и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приготовления полимерного раствора не должно быть кислорода. При температуре свыше 130 °С наступает термическая деструкция. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул полимера при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти. Поэтому использование полимеров для глубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами и имеющих высокую температуру, не представляется возможным. Нельзя ожидать эффект от закачки полимеров в сравнительно однородных пластах, содержащих маловязкую нефть. Этот метод малоэффективен также для месторождений находящихся на поздней стадии разработки, и для пластов с большим содержанием солей. Для промышленного применения требуется изготовление компактных, надежных и простых в работе установок для приготовления полимерных растворов и для соответствующей подготовки воды. Однако эта техническая проблема пока полностью не решена, особенно проблема подготовки воды. Щелочное заводнение. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически вся природная нефть содержит в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор щелочу и увеличивающие смачиваемость породы водой. При контакте щелочных растворов с нефтью, особо активно взаимодействующей с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа "нефть в воде"', обладающие высокими нефтевытесняющими свойствами. Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что повышает коэффициент вытеснения нефти водой. Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для активной нефти существенно улучшается, особенно при насыщенности водой более 70%, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%. Для приготовления щелочных растворов можно использовать: едкий натр (каустическую соду) NaOH; ; углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3. гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH; силикат натрия (растворимое стекло) N2SiO3. Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10-25% от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой. Рабочая концентрация едкого натра в растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретной нефти, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2-0,4% с учетом адсорбции щелочи. Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концентрации щелочи в растворе (до 2-4%) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды. Размер оторочки и концентрация в ней агента должны определяться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте. Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4-5%), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение направления потоков жидкости). Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязкой нефти может не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами. Основными недостатками метода являются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать применение метода. Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой, вплоть до нуля. Лабораторные исследования не дают возможности моделировать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте. В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании. |