Газові, теплові та шахтні методи підвищення нафтовилучення

І) ГАЗОВІ МЕТОДИ ПІДВИЩЕННЯ НАФТОВИЛУЧЕННЯ

1) Використання сухого вуглеводневого газу. В наш час з метою підвищення нафтовилучення у світовій практиці використовують сухий вуглеводневий газ, газо-водяні суміші, газ високого тиску та збагачений газ. При цьому витіснення нафти може бути незмішуваним і змішуваним. Змішуваність газу з нафтою в пластових умовах досягається у випадку легких нафт (густина менше 800 кг/м³), а також за тиску нагнітання сухого вуглеводневого газу понад 25 МПа. У випадку збагаченого газу тиск нагнітання більше 8-10 МПа. З покращенням змішуваності коефіцієнт нафтовилучення зростає. Основними критеріями ефективності процесу застосування сухого вуглеводневого газу є:

- кути залягання пластів; за кутів понад 15^о нагнітання здійснюють у склепінну частину пласта, а за менших – площове нагнітання;

- глибина залягання пластів; за малих глибин залягання і високих тисків нагнітання є ймовірність проровів газу у вище залеглі пласти, а при великих глибинах необхідно забезпечити високі тиски нагнітання;

- однорідність пласта та невисока в’язкість нафти;

- гідродинамічна замкненість покладу.

Для нагнітання в нафтові поклади використовують нафтовий газ, природний газ із сусідніх газових і газоконденсатних родовищ, або природний газ із магістральних газопроводів. Технологічна схема використання і закачування газу у нафтові поклади має вигляд:

І – продукція нафтових свердловин; ІІ – газ у нагнітальні свердловини;

ІІІ – газ для місцевих потреб; ІV – нафта споживачеві; V – вода;

1 – сепаратор високого тиску; 2 – газоочищувач ; 3 – компресор високого тиску;

4 – УКПН; 5 – відбензинювальне устаткування (газо-бензиновий завод);

6 – компресор високого тиску.

Приймальність нагнітальних свердловин визначають дослідним шляхом, а кількість закачуваного газу повинна = кількості нафти, газу і води, зведених до пластових умов. Тиск нагнітання, як правило, встановлюють на 15-20% більшим за пластовий тиск.

2) Використання газу високого тиску. При витісненні нафти сухим газом високого тиску в умовах забезпечення змішуваного витіснення зона суміші утворюється за рахунок масопереносу проміжних компонентів (С₂-С₄) нафти в газову фазу. Це досягається при проникненні газу у нафто насичену частину пласта. Внаслідок такого контакту газ насичується проміжними компонентами і їх концентрація досягає рівноважного значення. У випадку відповідності термодинамічних умов настає повне взаємне змішування. Даний метод використовується для легких нафт з густиною менше 850 кг/м³, що залягають на невеликих глибинах і пов’язані зі слабопроникними колекторами, в яких можна створити високі тиски для забезпечення взаємного змішування нафти і газу.

3) Використання збагаченого і скрапленого газу. Для пластів, які залягають на невеликих глибинах ≈1500 м з відносно важкими нафтами використовують газ із високим вмістом проміжних компонентів (пропан-бутанова фракція). При нагнітанні в пласт такого газу зона змішуваності утворюється внаслідок переходу летких компонентів із газу у нафту. При використанні скраплених вуглеводневих газів, як правило, у продуктивні пласти закачують облямівку таких газів. При цьому в покладі повинні бути відповідні термодинамічні умови, що забезпечать процес змішуваності нафти із збагаченим газом.

4) Використання невуглеводневих газів. Як невуглеводневі гази для підвищення нафтовилучення використовують вуглекислий газ, азот, газоподібні продукти горіння. Найбільш ефективним є використання СО₂. При використанні СО₂ забезпечується змішуване витіснення нафти і як наслідок високі коефіцієнти нафтовилучення.

5) Нагнітання в поклад водо-газових сумішей. На відміну від води, що в гідрофільному пласті при її нагнітанні займає тільки дрібні пори, газ у загазованій зоні займає великі пори. Тому виникла необхідність поєднання витісню вальних властивостей газу і води. Застосування води і газу одночасно є більш ефективним, ніж застосування цих двох агентів окремо. Газо-водяну дію на практиці застосовують шляхом поєднання робочих агентів:

• послідовне нагнітання води і газу;

• одночасне нагнітання при різному співвідношенні води і газу у суміші;

• циклічне (поперемінне) нагнітання;

• комбінація цих методів.

Нагнітання газу разом з водою зумовило розроблення технології водо-газової циклічної дії на пласт. Коефіцієнт витіснення при застосуванні цієї технології збільшується за рахунок наявності в покладі вільного газу на величину граничної насиченості, при якій газ є нерухомим. На практиці встановлено, що найдоцільніше не одночасно, а почергово здійснювати нагнітання газу і води, забезпечуючи сумарний вміст у газо-водяній суміші одного з агентів 25-75%. Тривалість циклів нагнітання кожного агенту 10-30 діб. Спільне нагнітання газу і води реалізовувати досить складно через технічні причини (утворення гідратів, попадання газу у водоводи тощо).

ІІ) ТЕПЛОВІ МЕТОДИ ПІДВИЩЕННЯ НАФТОВИЛУЧЕННЯ.

Суть методу полягає в тому, що поряд із гідродинамічним витісненням здійснюється підвищення температури в покладі, що спричинює зменшення в’язкості нафти, а також збільшення її рухливості, випаровування легких фракцій та підвищення нафтовилучення в цілому. Об’єктами застосування цих методів є поклади високов’язкої нафти, які характеризуються неньютонівськими властивостями, а також поклади, пластові температури яких є = температурі насичення нафти парафіном, або близька до неї. Розрізняють такі різновиди теплових методів:

1. теплофізичні, які полягають у нагнітанні в пласт теплоносіїв (гарячої води, водяної пари, терморозчинників, пароциклічні оброблення свердловин);

2. термохімічні (внутрішньопластове горіння).

Нагнітання в пласт теплоносіїв і терморозчинника. Під час підігрівання води до температури кипіння за сталого тиску їй передається теплота, яку набуває рідина. Під час кипіння з води виносяться бульбашки пари з дрібними краплями вологи, суміш яких називається насиченою парою з різними ступенями сухості. Перегрітою парою називають пару, яка за однакового тиску з насиченою парою має температуру вищу за температуру кипіння. 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. Із збільшенням тиску температура кипіння зростає, її можна оцінити за рівнянням Руша:

, де Р – тиск, МПа; t_кип – температура кипіння, ^оС.

Співставлення результатів лабораторних досліджень з витіснення нафти водою, при яких забезпечувалося ступінчасте підвищення температури води, яка нагнітається, показали, що в різних діапазонах температур отримують різні коефіцієнти нафтовилучення. Значенню коефіцієнта нафтовилучення 0,67 відповідає температура 250-300^оС, а при температурі 300-310^оС забезпечується коефіцієнт нафтовилучення 0,97.

Насичена водяна пара діє як терморозчинник нафти в інтервалі температур 100-300^оС і тисків 0,1-22 МПа. Пара як малов’язкий робочий агент зазвичай рухається біля покрівлі пласта, тому охоплення парою пласта не перевищує 0,4 загальної товщини, а по площі 0,5-0,9. Коефіцієнт нафтовилучення при цьому сягає 0,3-0,35.

Технологія закачування в пласт теплоносія і терморозчинника реалізовується шляхом нагрівання його на поверхні або на вибої свердловини, а також шляхом нагрівання спочатку на поверхні та додатковим підігрівом на вибої.

Суттєвим недоліком методу є великі тепловтрати при нагнітанні теплоносія по стовбуру свердловини. З метою зменшення всіх тепловтрат теплову дію здійснюють на нафтові пласти з великою товщиною (більше 6 м). При цьому застосовують площові сітки розміщення свердловин з відстанню між ними 100-200 м. При цьому забезпечують максимально можливий темп нагнітання теплоносія (100-250 т/добу). З метою зменшення тепловтрат труби тепло ізолюють, а теплогенератори встановлюють на безпосередній близькості до гирла свердловини.

Пароциклічні оброблення передбачають нагнітання пари у свердловину на протязі 15-25 діб в об’ємі 30-100 м³ на 1 м товщини пласта. Потім свердловину закривають на 5-15 діб для перерозподілу теплоти. Потім свердловину експлуатують 2-3 місяці. Повний цикл займає 3-5 місяців. Враховуючи, що в пласті є значні тепловтрати, а теплота в пласті переноситься на малу відстань, то свердловини розміщують близько одна до одної.