Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Методи,

які покращують заводнення

До них відносяться методи, в яких як робочі агенти використовують

поверхнево-активні речовини (ПАР), полімери, луги і сірчану кислоту.

Метод

запомповування водних розчинів

ПАР досліджувався з 60-х

років XX століття на багатьох родовищах. Нейоногенні ПАР типу ОП-

10 за оптимального масового вмісту

0,05...0,1%

забезпечують знижен-

ня поверхневого натягу від 35...45 до 7...8 мН/м, збільшення кута

змочування від

до 27° і зменшення натягу змочування в

8...

разів.

Проте такі розчини здатні забезпечувати підвищення нафтовилучення

не більше, ніж на

2...5%.

Разом

тим внаслідок великої адсорбції ПАР з

розчину поверхнею породи технологічна і економічна ефективність є

дуже сумнівною. Об'єми нагнітальних розчинів ПАР мають бути дуже

великими (не менше 2-3 об'ємів

nop).

Фронт ПАР рухається по пласту

в 10...20 разів повільніше, ніж фронт витіснення нафти водою.

Технологія запомповування розчину ПАР дуже проста, не

зумовлює значних змін в існуючій технології заводнення і в системі

розміщення свердловин. Для дозованого подавання розчинів ПАР

розроблено устатковання УДПР-5.

Майбутнє методу пов'язується в основному з обробленням

привибійних зон нагнітальних свердловин з метою підвищення їх

приймальності, з нагнітанням слабкоконцентрованих (0,05-0,5%) і

висококонцентрованих (1-5%>) розчинів для освоєння щільних

глинистих колекторів і зниження тиску нагнітання, а також зі

створенням композицій ПАР, які забезпечують істотне зменшення

міжфазного натягу до

0,01...0,05

мН/м.

Метод полімерного заводнення грунтується на здатності розчину

полімеру у воді зменшувати співвідношення рухомостей (загущення

води) нафти і води (поточний фактор опору) і зменшувати

рухомість води, яку нагнітають за розчином полімеру (залишковий

фактор опору), що підвищує охоплення пластів заводненням.

211

Рекомендується брати облямівку розчину полімеру розміром

0,1...0,5

від

об'єму nop з концентрацією полімеру

0,01...0,1%.

Гель поліакриламіду (ПАА) не технологічний у застосуванні

(потребує більших витрат ручної праці, більших транспортних витрат,

замерзає за мінусової температури). Розчин з концентрацією 0,6...0,7%

такого ПАА можна отримувати рециркуляцією насосами, а дозоване

подавання у водовід здійснювати плунжерними насосами. Кращим є

порошкоподібний полімер. Для приготування розчину із порошку

розроблено устатковання

УДПП-1,5;

УДПП-5;

УДГШ-200.

Цей метод

дорогим,

тому перспективи його застосування залежать

від ціни на нафту, обсягів виробництва дешевих полімерів і ефек-

тивного поєднання з іншими методами підвищення нафтовилучення.

Метод лужного заводнення грунтується на взаємодії лугів з

активними компонентами (органічними кислотами) нафти і з породою.

При цьому утворюються ПАР, змінюється змочуваність породи, набу-

хають глини, утворюються стійкі водонафтові емульсії і виділяються

осади. Дослідження методу розпочато

70-х роках минулого століття.

Для приготування лужних розчинів можна використовувати з

різними показниками лужності їдкий натрій (каустична сода) NaOH,

вуглекислий натрій (кальцинована сода) №2СОз, гідроксид амонію

(аміак) HN4OH, силікат натрію (розчинне скло)

Na2SiC>3.

Найактивніші

з них - перший

останній

(силікатно-лужне

заводнення).

Лужні розчини нагнітають у вигляді облямівок розміром

0,1...0,25

об'єму nop з концентрацією 0,05...0,5%. За значної адсорбції лугів

можна створювати ступінчасту облямівку розчину з концентрацією,

що зменшується. У результаті взаємодії силікату натрію і хлористого

кальцію СаСІ2 утворюється стійка водонафтова емульсія і виділяється

осад силікату кальцію СаБЮз, які знижують проникність промитої

частини пласта. Приготування розчину лугу і його подавання в пласт

не характеризуються великою складністю.

212

Майбутнє методу пов'язують із поєднанням його з тепловими

методами (термолужні розчини)

і з

осадоутворенням у пласті.

Метод

нагнітання сірчаної кислоти {сірчанокислотне заводнення)

грунтується на утворенні кислого гудрону (в'язкої смолистої маси) в

найпромитішій водою зоні (найбільш значимий чинник) і поверхнево-

активних водорозчинних сульфокислот. Внаслідок цього знижується

водопроникність промитих зон, підвищується охоплення пласта

заводненням

знижується міжфазний натяг (до 3...4 мНУм).

Використовують або технічну сірчану кислоту концентрацією до

96%,

або так звану алкіловану сірчану кислоту (АСК) концентрацією

80...85%

(сірчанокислотні відходи виробництва високооктанового

бензину).

Технологія методу полягає в нагнітанні в пласт невеликої (близько

0,15%о

порового об'єму пласта) облямівки сірчаної кислоти, яка

проштовхується по пласту водою. Для цього біля нагнітальної

свердловини розміщують ємності (500...2000

) з АСК, яку насосами

нагнітають у пласт. Після цього свердловина під'єднується до

загальної системи заводнення для подальшого нагнітання води.

Застосування методу супроводжується сильною корозією викори-

стовуваного обладнання

експлуатаційної колони свердловини.

Методи вилучення залишкової

нафти Ь заводнених пластів

Після застосування звичайного заводнення, гідродинамічних і

газових методів та методів, які покращують заводнення, в покладах

залишається до 30...70%) запасів нафти. Цю залишкову нафту здатні

витіснити лише такі робочі агенти, які змішуються з нафтою і водою

або мають наднизький міжфазний натяг. До них відносять найперс-

пективніші і високопотенційні методи витіснення нафти діоксидом

вуглецю (СОг) і міцелярними розчинами.

213

Діоксид

вуглецю,

як витіснювальний агент, розпочали досліджувати

в 50-х роках минулого століття, а з 60-х років випробували на кількох

родовищах. Вуглекислий газ за температури вище 31 °С перебуває в

газоподібному стані за будь-якого тиску. Якщо температура нижча

31 °С, то утворюється рідинна фаза, проте за тиску менше 7,2 МПа

вуглекислий газ випаровується.

Фізична суть методу полягає в добрій розчинності діоксиду вугле-

цю в пластових флюїдах, що забезпечує об'ємне розширення нафти в

1,5...

1,7 разів, зміщуваність його з нафтою (усунення капілярних сил),

зниження коефіцієнта в'язкості нафти

(від

десятків відсотків до кількох

разів)

і,

як наслідок, підвищення коефіцієнта витіснення (до 0,95).

Проте застосування СО2, як і будь-якого іншого малов'язкого

агента, супроводжується зниженням коефіцієнта охоплення

(на

5...

15%),

через що збільшення коефіцієнта нафтовилучення може

становити лише

7...

12%.

Джерелами отримання СОг можуть бути поклади вуглекислого

газу, теплові електростанції, заводи з виробництва штучного газу із

вугілля, сланців та інші хімічні заводи. Після спалювання природного

газу дістаємо в

6...

разів більший об'єм продуктів згорання.

Діоксид вуглецю запомповують у внутрішньоконтурні нагнітальні

свердловини: а) у газоподібному (краще за тиску повної зміщуваності

близько 10-30 МПа) або в рідинному стані у вигляді облямівки, що

проштовхується водою; б) разом з водою для утворення облямівок, які

чергуються, за відношення порцій СО2 і води приблизно

0,25...

в) у

розчиненому стані у вигляді карбонізованої

води

з концентрацією 3-5%.

Використання карбонізованої води малоефективне (коефіцієнт

витіснення підвищується всього на

10...

15%).

Оптимальний об'єм

облямівки СОг становить

0,2...0,3

об'єму nop. Окрім поєднання

запомповування СОг з заводненням для зменшення передчасних

214

проривів СОї пропонується почергово його нагнітати з розчином

полімеру, силікату натрію, ПАР, вуглеводневим газом та ін. Техніка

нагнітання залежить від застосованої технології.

Для впровадження методу потрібно вирішити проблеми

транспортування рідинного СО2, розподілу його по свердловинах,

утилізації

СС>2

і повторного використання, боротьби з корозією труб і

нафтопромислового обладнання.

Із усіх відомих методів підвищення нафтовилучення метод

запомповування СО2 є найуніверсальнішим і найперспективнішим.

Застосування цього методу визначається ресурсами природного

діоксиду вуглецю СО2, тому що потребу в ньому (1000...2000 м на

видобутої нафти) важко задовольнити за рахунок відходів хімічного

виробництва, хоч

це

джерело СОг

економічно рентабельним.

Міцелярний розчин - це тонкодисперсна колоїдна система з

вуглеводневої рідини (від скрапленого нафтового газу до сирої легкої

нафти), води і водорозчинної ПАР, що стабілізована спиртом

(ізопропиловим, бутиловим).

Міцелярне заводнення забезпечує зниження міжфазного натягу в

пласті за оптимального складу практично до нуля (не більше

0,001

мН/м).

За лабораторими даними коефіцієнт нафтовилучення в разі

міцелярного заводнення становить 80...98%.

Технологія процесу полягає в нагнітанні у внутрішьоконтурні

свердловини послідовно облямівок розчинів хімічних реагентів:

а) передоблямівки (20% об'єму nop) з прісної води або слабко-

мінералізованого розчину хлористого натрію для пониження

концентрації йонів кальцію і магнію в пласті (за необхідності);

б) облямівки міцелярного розчину малоконцентрованого (20...50%

об'єму nop) або висококонцентрованого

(5...

15%

об'єму nop);

215

в) буферної облямівки або буфера рухомості (до З0...60% об'єму nop)

з полімерного розчину, в'язкість, якого поступово зменшується від

в'язкості міцелярного розчину до в'язкості води

{міцелярно-полшерне

заводнення). За буферною облямівкою до кінця розробки родовища

нагнітається вода, яка застосовується з метою заводнення. Для

збереження цілісності облямівки міцелярного розчину в пере-

доблямівку і буферну облямівку додають спирт, концентрація якого

дорівнює його концентрації

міцелярному розчині.

Міцелярні розчини можуть бути висококонцентрованими, які

містять у собі до 50...70% вуглеводнів, до 8...

10%

сульфонатів, до

2...3%

стабілізатора і малоконцентрованими водними, які вмішують

вуглеводів менше

5%,

сульфонатів до

стабілізатора менше

0,1%.

Міцелярний розчин готується із компонентів безпосередньо на

родовищі. Він добре перемішується циркуляцією його через насос, а

перед запомповуванням його перепускають через фільтр. Оптимальна

технологія має бути строго витриманою, оскільки її порушення

неминуче погіршує ефективність процесу.

Потенційні масштаби застосування методу дуже великі (всі

родовища з теригенними колекторами, нафтонасиченістю понад 30% і

динамічним коефіцієнтом в'язкості нафти менше 15-20 мПа'с).

Впровадження методу обмежується порівняно високою вартістю

міцелярного розчину.

§ 3.6 Теплові методи підвищення нафтовилучення

Суть теплових методів полягає в тому, що поряд з гідродина-

мічним витісненням здійснюється підвищення температури в покладі,

що сприяє значному зменшенню в'язкості нафти, збільшенню її

рухомості, випаровуванню легких фракцій та ін.

216

Об'єктами їх застосування є поклади високов'язкої смолистої

нафти аж до бітумів, поклади нафти, які характеризуються неньюто-

нівськими властивостями, а також поклади, пластова температура яких

дорівнює температурі насичення нафти парафіном або близька до неї.

Високою в'язкістю характеризується відносно велика частина відомих

запасів нафти у світі, причому спостерігається тенденція до її зрос-

тання. Інші методи розробки таких родовищ і підвищення нафто-

вилучення або не придатні до застосування, або не забезпечують

достатньої ефективності.

Розрізняють такі різновиди теплових методів: теплофізичні -

нагнітання в пласт теплоносіїв (гарячої води, водяної пари, в тому

числі і як внутрішньопластового терморозчинника; пароциклічні

оброблення свердловин); термохімічні - внутрішньопластове горіння.

Нагнітання в пласт теплоносіїв

терморозчинника

Перші роботи щодо нагнітання водяної пари в пласт відносять до

1932

р.

Кращими теплоносіями і витіснювачами виявились гаряча вода

і водяна пара за високого тиску.

Під час підігрівання води до температури кипіння ^ (насичення)

за сталого тиску їй передається теплота, яку набуває рідина. Під час

кипіння з води виносяться бульбашки пари разом з дрібними

краплинами вологи, суміш яких називають

насиченою

парою з різним

ступенем сухості х

(відношення маси сухої парової фази до маси

суміші). За

>х

>0 маємо вологу насичену пару, а за х

- суху

насичену пару (нестійкий миттєвий стан). Перегрітою парою

називають пару, яка за однакового тиску з насиченою парою має

температуру, більшу від температури кипіння.

217

У разі охолодження перегрітої пари за сталого тиску виділяється

теплота перегрівання, потім теплота пароутворення (конденсації) і далі

частково теплота рідини, тобто отримуємо насичену пару, а за нею

гарячу воду.

З підвищенням тиску р зростає температура кипіння

^щд,,

яку можна

оцінити за емпіричним рівнянням Руша:

'кип

ІОО^/ЇО^, (3.1)

Де?кипУ°С, руМПа

Критичний стан води (критична точка), який характеризується

зникненням різниці між рідиною і парою, настає за значин тиску

F F 0

= 22,115 МПа

температури Г

кр

= 374,12 С (при цьому питомий

об'єм Уф =

0,003147

/кг

густина pf

= 317,7629 кг/м

Вода і нафта практично взаємнонерозчинні за атмосферних умов.

Необмежена

розчинність нафти

рідинній

воді,

яку експериментально

встановлено у

1960

р.

(Е.Б.Чекалюк та ін.), досягається за температур

320.

340

°С

і тисків 16...22 МПа (рис. 3.5). Причому вода на відміну від

інших розчинників після зниження температури водонафтового розчину

до атмосферної повністю виділяє всю розчинену в ній нафту. Критична

температура розчинення знижується в пористому середовищі на 10...20

°С,

а в разі додавання до води вуглекислого газу за об'ємного

співвідношення 1:5

(в

атмосферних умовах) -до 250 °С.

Зіставленням результатів лабораторних дослідів з витіснення нафти

водою, коли забезпечувалось поінтервальне ступінчасте підвищення

температури нагнітальної води, встановлено, що сумарний коефіцієнт

витіснення підвищується до 0,67 за температури 250...300 °С і до 0,97

за температури 300...310 °С та тиску 18...20 МПа (рис. 3.6) Повне

витіснення переконує, що відбувається взаємне змішування води і

нафти.

218

5 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Часі

ка

води

Рисунок 3 5 - Схематична діаграма ізотерми насичених фаз розчину вода -

н-гексадекан за температури 365 °С у координатах склад-тиск

(за Е Б Чекалюком)

\ - тиск конденсації и-гексадекану (0,42 МПа),

Рн2

гиск

конденсації води

(20,21

la),

Hj,

Н2

- гачки гомогенізації

розчину, J], Jj- точки інверсії розчинності, R-точка ретроградного

розшарування розчину, А - область двофазної рівноваги рідинної і

газової фаз, Б - область двофазної рівноваги двох рідинних фаз,

В - область регроградного розшарування двох рідинних фаз,

І - область необмеженої розчинності рідинного н-гексадекану і

рідинної фази, II - область необмеженої розчинності рідинного

н-гексадекану і газової фази води, III - область необмеженої

розчинності газової фази н-гексадекану

газової фази води

Насичена

водяна

пара,

як

терморозчинник

нафти,

діє в усій області

п існування в інтервалі температур 100 ..370°С і тисків від

атмосферного до 22 МПа. Проте коефіцієнт охоплення пласта для

гарячої води вищий, ніж для пари. Пара, як малов'язкий робочий агент,

звичайно рухається біля покрівлі пласта Охоплення парою по товщині

не перевищує 0,4, по площі становить 0,5...0,9. Коефіцієнт

нафтовилучення при цьому сягає

0,3.

0,35.

219

О 0,2 0,4 0,6 0,8

Поровий об'єм води

Рисунок 3.6

—

Крива збільшення коефіцієнта витіснення нафти водою із пласта

Пз Гнідинцівського родовища за ступінчастого підвищення темпе-

ратури

за тиску 20 МПа (за даними

Е.Б.

Чекалюка

О.

Оганова)

Технологія

запомповування в пласт теплоносія і терморозчинника

реалізується шляхом нагрівання його на поверхні або на вибої

свердловини; на поверхні з додатковим підігріванням на вибої

свердловини. Створити надійні з потрібною характеристикою вибійні

теплогенератори досі не вдалося. Недолік застосування поверхневих

теплогенераторів - великі втрати теплоти (відповідне зниження

температури) в поверхневих комунікаціях і в стовбурі свердловини.

Нормована втрата теплоти в підвідних трубопроводах становить

_з

(0,5...6)'10 % теплопродуктивності парогенераторів на

трубопроводу.

Температура у

стовбурі

нагнітальної свердловини для однофазного

гарячого теплоносія (як рідинного, так і газоподібного) звичайно

понижується з глибиною (рис. 3.7) і може бути розрахована,

наприклад, за формулою

Е.Б.

Чекалюка

220