Повышение эффективности воздействия на нефтяные пласты

Применение вышеописанных искусственных методов воздействия на пласт позволяет наиболее рационально использовать естественную пластовую энергию и восполнять ее, значительно сокращает сроки разработки нефтяных залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти. Но конечная нефтеотдача при любых известных методах воздействия на них никогда не достигает 100%; в недрах всегда остается значительного количество нефти, которая удерживается в порах пласта капиллярными силами или же находится в целиках и зонах пласта, не затронутых воздействием движущих сил. Чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше поровые каналы, тем сильнее проявляется удерживающие нефти капиллярные силы, тем больше в пласте остается нефть. Многие исследователи считают, что после эксплуатации нефтяных залежей даже с применением методов закачки в пласт воды или газа, в пластах остается до 30−40% нефти от первоначальных абсолютных запасов. Поэтому повышение суммарной нефтеотдачи пластов — одна из наиболее важных проблем в современной технологии добычи нефти.

Известные в настоящее время методы вытеснения нефти из пласта, направленные на повышении их суммарной нефтеотдачи можно разбить на 3 основных группы:

• 1. Улучшение нефтевымывающих свойств закачиваемый в пласт воды;
• 2. Тепловое или термические методы воздействия на нефтеносные пласты;
• 3. Вытеснение нефти из пластов смещающимися с ней жидкостями или газами.

Закачка в пласт воды с добавками ПАВ и загустителей.

Молекулярная природа поверхности минеральных частиц, слагающих нефтяной пласт, бывает различной. Поверхность частиц горной породы может смачивается водой избирательно лучше, чем нефтью; в этом случае порода будет гидрофильной, а обратный случайгидрофобной. Наконец, что часто встречается в природе, порода может быть частично гидрофильный и частично гидрофобной.

При вытеснении нефти из пор пласта водой, несмотря на то, что вода занимает место вытесненной нефти, внутри пор или на зернах пород под действием поверхностных сил натяжения, все же остаются пленки или капельки нефти. Добиться максимального извлечения оставшихся капель нефти можно путем снижения поверхностного натяжения на границе между нефтью и водой. При снижении межфразового натяжения до нуля, вода почти полностью смешалось бы с нефтью, и всю нефть удалось бы вытеснить закачиваемый водой. Изменение поверхностно-молекулярных свойств полиминеральной среды в нефтяном коллекторе можно достигнуть обработкой вытесняющей воды поверхностно-активными веществами — ПАВ. Установлено, что наиболее лучшими реагентами для снижения поверхностного натяжения воды при ее закачке в пласт является неионогенные ПАВ типа ОП. Опытным путем установлено, что применение последних в концентрации 0,05% повышает степень вытеснения нефти водой на 15−20% и при этом в несколько раз возрастает скорость вытеснения и сильно уменьшается расход нагнетаемый воды. Нагнетание высококонцентрированных растворов ПАВ при непродолжительной разовой закачке с последующей закачкой чистой воды дает лучшие результаты. Следовательно, для повышения эффективности действия ПАВ при заводнении пластов следует использовать метод, «оторочки», состоящей в создании вала облагороженной поверхностно-активными веществами воды, проталкиваемая вглубь пласта обычной водой. Этот метод для повышения нефтевымывающих свойств закачиваемой воды в пласт имеет большие перспективы.

Другим направлением работ по повышении эффективности процессов искусственного заводнения нефтяных пластов является загущение закачиваемой в пласт воды тем или иным загустителем с целью увеличения ее вязкости. При этом создается условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышается эффективность вытеснения нефти из пласта. Для этих целей используют различные водорастворимые полимеры как, например известковой полиакриламид. В качестве рабочего агента повышенной вязкости может быть использованы пены, приготовленные на аэрированный воде с добавкой 02−1.0% пенообразующих веществ. При закачке пены, после создание оторочки из нее в призабойной зоне проталкивает ее вглубь пласта. Перспективным направлением является нагнетание в нефтяные пласты воды, насыщенной углекислым газом. (карбонатизированная вода).

Тепловые методы воздействия на пласт.

Сущность всех тепловых методов воздействия на нефтяные пласты состоит в том, что при нагреве породы пласта и заполняющей ее жидкости снижается вязкость пластовой нефти и поверхностное натяжение на границе «нефть-порода», уменьшается действие адсорбционных сил. Этим самым создаются условия для наиболее полного вытеснения нефти из пор пласта. Тепловые воздействие может быть осуществлено различными способами:

• 1. Газификацией пласта, т. е. созданием в пласте внутрипластового передвижного очага горения (ВДОГ), поддерживаемого непрерывной подачей воздуха или газо-воздушной смеси с поверхности;
• 2. Закачкой в пласт горячей воды, пара и других теплоносителей ВДОГ.

Сущность этого метода следующая: нефтяной пласт рассматривается как газогенератор, в котором после зажигания нефти тем или иным способом у забоя зажигательной (нагнетательной скважины, при условии постоянного притока воздуха, в пласте создается движущийся очаг горения; образующийся впереди фронта горения газы и пары нефти, а также нагретая нефть повышенной вязкости движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность. При горении в пласте выделяется достаточное количество тепла, которым нагревается нефть, находящаяся в пласте впереди фронта горения. Вязкость ее сильно уменьшается, а давление нагнетаемого воздуха заставляет ее двигаться по направлению к эксплуатационным скважинам. При горении происходит крекинг, в результате которого более мягкие фракции оттесняются к эксплуатационным скважинам, а тяжелые смолистые остатки в виде кокса остаются в песчанике, являясь горючим материалом при дальнейшем движении фронта горения. В пласте сгорает 10% нефти. При ВДОГ образуются: легкие УВ, которые затем конденсируется в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения, перегретый пар из реакционный и пластовой воды и из влаги, поступающей с окислителем, с последующей его конденсацией; высоконагретые газы горения (СО₂ Со, N₂ и остаточный О₂), частично растворяющиеся в воде и нефти; твердый коксоподобный агрегат. Содержащиеся в продуктах горения перегретые пары воды, сопрекаясь в начале зоны предварительного повышения температуры с ненагретой породой, конденсируется, образуя в пласте «вал горячей воды» (зону повышенной водонасышенности), который эффективно вытесняет нефть. В первом приближении можно считать, что ВДОГ может быть успешно осуществлен в пластах, содержащих нефти с плотностью выше 900 кг/м³ и вязкостью выше 100сп3 (0.01 Па. с). Создание ВДОГ независимо от качества содержавшейся в пористой среде нефти может быть успешно осуществлен лишь при нагнетании в пласт гадзовоздушной среды. При этом количество воздуха в смеси должно быть достаточным для снижения газа и остатка.

Нагнетании в пласт теплоносителя.

В качестве теплоносителя для закачки в пласт может быть использованы горячая вода, водяной пар, парогазовая смесь и др. При нагнетании в пласт большого количества горячей воды зона нагрева распространяется на значительное расстояние от нагнетательной скважин. Повышение t⁰ пласта вызывает снижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхносных сил и расширение объемов пластовых жидкостей. Уменьшение вязкости нефти увеличивает ее подвижность. С повышением температуры улучшается смачиваемость водой поверхности минералов пород коллектора. Объемное расширение пластовых жидкостей и скелета пласта приводит к увеличению количества извлекаемой из пласта нефти. Все эти факторы в конечном счете обусловливает значительное увеличение нефтеотдачи пласта. Исследования показывает, что механизм увеличения нефти при нагнетании в пласт пара может обеспечить высокую нефтеотдачу как тяжелых, так и легких нефтей. Качеству питательной воды при нагнетании в пласт теплоносителя (пара и горячей воды) должно быть уделено серьезное внимание, т.к. оно в значительной степени определяет продолжительную и бесперебойную работу всей установки. Для нагнетания в пласт применяется насыщенный пар, а не перегретый. Необходимость работы установки при повышенных температурах предъявляет к ней спец. требования; механическая прочность, коррозионная устойчивость и т. д. и т. п. При непрерывном нагнетании теплоносителя значительная часть тепла расходуется на вышеи нижележащих, чем продуктивный горизонт, толщ. Наиболее серьезным осложнением в процессе вытеснения нефти паром является преждевременные прорывы пара к забоем эксплуатационных скважин, наиболее близко расположенным к нагнетателям. В этом случае процесс нагнетания пара в пласт останавливают, промывают холодной водой и спустя 10−15 суток вновь пускают в эксплуатацию.

Вытеснение нефти смешивающимися с ней растворителями.

Частичное или полное устранение отрицательного влияние на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создание в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (н.) смешивается с вытесняющей фазой (газ, растворитель) без образования границы раздела между ними. На основании данного условия разработаны несколько методов вытеснения нефти из пористой среды: 1) вытеснение нефти сжиженными газами (при давлении 8МПа); 2) вытеснении нефти жирным попутным или обогащенным газом (при Р 14МПа); 3) вытеснении сухим газом высокого Р (при Р 21 МПа). Процесс смешивания вследствие растворения одной жидкости в другой устраняет образование менисков, а значит и возникновение капиллярных сил. Вместе с тем растворитель снижает вязкость пленочной нефти и тем самым снижает прилипаемость нефти к породе. Процесс обратного испарения способствует увеличению пленочной и капиллярно-удержанной нефти путем перевода системы нефти-газ в однофазное газовое состояние т. е. путем р-рения нефти в сильно сжатом газе.

Смешиваемость фаз пластовых условиях.

Смешиваемость пропана с нефтью способствует полному вытеснению нефти из тех пор, доступ в которые получил пропан. Извлечение нефти из поровых каналов в условиях смешиваемости вытесняемой и вытесняющей фаз называется вытеснение нефти смешивающейся фазой или вытеснением при смешивании. Смешиваемость с нефтью и с метаном при повышенных Р свойственна не только пропану, но и смеси других УВ, в состав которых могут входит гомологи метана от этана до гексана.

Понятно, что при использовании вместо пропана других растворителей Р и t⁰, обеспечивающие смешиваемость, будут иными, чем в случае пропана. Состав пластовой жидкости и нагнетаемого газа, Р и t⁰ является теми факторами, которые определяют, будет ли процесс вытеснения нефти газом протекать в условиях смешиваемости или несмешиваемости. Для выявления условий смешиваемости необходимо проведение лабораторных экспериментов до проектирования процесса эксплуатации.

Вытеснение нефти сжиженными газами.

Сущность вытеснение нефти углеводородными растворителями (пропан, бутан, смесь их) заключается в след. В нефтяной пласт закачивается некоторое количество жидкого пропана (или другого сжиженного газа), который образует оторочку за фронтом нефти и затем нагнетается сухой газ (в основном метан), который продвигает пропан, а последний — нефти к эксплуатационным скважинам.

Вследствие смешиваемости фаз на фронте «пропан-нефть» и на фронте «газ-пропан» на границах раздела этих фаз отсутствует мениски.

Следовательно, отсутствуют и капиллярные силы, препятствующие более полному извлечению нефти при обычных I-x и II-x методах разработки; степень вытеснения нефти значительно возрастает. Повышению извлечения нефти способствует также то, что пленочная нефть, смешиваясь с пропаном, становится более вязкой, толщина пленки уменьшается и она легче отделяется от стенок поровых каналов. На практике из сниженных газов (все они являются хорошими растворителями) чаще всего применяется пропан, как наиболее распространенный газ. Для существования этого процесса не требуется высокие Р. Необходимо, чтобы величина Р, обеспечивала полную смешиваемость жидкого пропана с пластовой нефтью и с газом, перемешивающим пропановую оторочку. Вместе с тем требование, чтобы пропанах — находится в жидком состоянии, ограничивает его применение залежами, температура в которых ниже его критической температур и к нему необходимо добавлять более высокие гомологи метана, обладающие более высокий критической температурой.

Вытеснение нефти обогащенным газом

Сущность данного метода заключается в следующем. В нефтяной пласт нагнетается газ, в значительной степени обогащенный промежуточными углеводородами (С₂-С₆), чаще пропаном. Так как концентрация этих углеводородов в нефти ниже, чем в газе, происходит их растворение в нефти. В результате нефть «разбухает» и увеличивается в объеме; следовательно нефтенасыщенность пласта повышается, а при этом увеличивается относительная проницаемость пористой среды для нефти, что облегчает нефти к эксплуатируемым скважинам. Кроме того, уменьшается вязкость остаточной нефти в результате растворения в ней промежуточных углеводородов (С₂-С₆), что ведет также к более эффективному извлечению нефти.

Вытеснения нефти газами высокого давления.

При этом процессе вытесняющим агентом является газ, состоящий преимущественно из метана. В этом случае необходимая переходная зона может образовываться за счет промежуточных углеводородов, содержащихся в пластовой нефти. Они могут выделятся из нефти вследствие их обратного испарения; при соответствующих температурах и давлениях, система «нефть-газ» переходит в одно фазное состояние. Для этого необходимо, во первых, чтобы нефть содержала значительное количество промежуточных компонентов, т. е. нефть должна быть легкой, во вторых — необходимо высокие давление на фронте вытеснения.

Для осуществления любого метода вытеснения нефти из пластов смешивающимися агентами или растворителями, необходимы определенные геологические условия. Например, при значении нефти на глубине до 500 м, ни одно из них неприемлем, так как максимальное давление, допустимое на такой глубине без опасения разрыва пласта, недостаточно для обеспечения полной взаимной растворимости даже для пропана с вытесняющим его сухим газом, не говоря уже о вытеснении последним нефти в условиях смешиваемости. Очевидно, для этих методов прежде всего подходят месторождения, в которых, по-видимому помимо нефтяной залежи, подлежащей доразработке, имеются также газовая залежь или же поблизости от которых возможно получение пропана (одного или в смеси с этаном и бутаном) и имеются избытки газа.