34. Область эффективного применения тепловых методов и методов смешивающегося вытеснения для увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.

Методы смешивающегося вытеснения.

Нагнетание газа в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи применяли значительно раньше, чем заводнение. для этого использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено из-за многих отрицательных последствий (окисление нефти, увеличение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.).

1) Водогазовое воздействие.

Механизм процесса основан на совмещении достоинств двух вытесняющих агентов (воды и газа), с целью уменьшения их недостатков, применением их периодического, циклического нагнетания.

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 создании водогазового воздействия.

Максимальный эффект от применения водогазовых смесей будет получен при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа. Это соотношение должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе.

Технология этого метода может быть различной:

- закачка газа в обводненные интервалы;

- периодическая (попеременная) закачка газа и воды (продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 суток);

- закачка водогазовой смеси (два агента смешиваются и закачиваются в нагнетательные скважины).

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 - обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т. е. одновременного прорыва газа и воды в добывающие скважины.

Недостатки водогазового воздействия:

- 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 ПЗП;

- 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 вязкости нефти и воды;

- оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется.

2) Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов.

Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз).

Газ смешивается с нефтью в пластовых условиях только в случае если нефть легкая (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3), при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15 - 20 МПа. Чем лучше смесимость, тем выше нефтеотдача.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.

При закачке газа с оторочкой из сжиженного газа также происходит смешивающееся вытеснение. Для создания оторочки обычно используют такие газы, как пропан, бутан.

Добавка сжиженных газов в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа с разной нефтью при сравнительно небольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Однако, применение сжиженных газов ограничено их высокой стоимостью.

3) Вытеснение нефти сухим газом высокого давления;

Под закачкой газа высокого давления понимают условно закачку газа при давлении более 26 МПа (от 26 до 56 МПа). В этом случае уменьшается вязкость пластовой нефти, увеличивается ее объем за счет растворения закачиваемого газа, резко снижается поверхностное натяжение на контакте газ - нефть, увеличивается относительная проницаемость для нефти.

При данном методе происходит так называемое смешивающееся вытеснение (в отличие от выталкивания, или "поршневого" вытеснения, при обычной закачке газа). Сначала метан (обычно используемый для закачки), нагнетаемый под высоким давлением, оттесняет большую часть нефти в пласте на некоторое расстояние от забоев нагнетательных скважин. Оставшаяся часть нефти и часть нефти в зоне созданного газонефтяного контакта испаряются и обогащают нагнетаемый газ более тяжелыми углеводородами. В свою очередь пластовая нефть за газонефтяным контактом растворяет некоторую часть нагнетаемого газа. В результате четкая (фазовая граница) на контакте исчезает и образуется промежуточная зона (оторочка) где происходит смешение нефти с нагнетаемым газом. Возникновение такой оторочки является главной особенностью смешивающегося вытеснения.

Экспериментально установлено, что при данном методе нефтеотдача может достигнуть 70-90%.

Для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами падения, рифовые и куполообразные залежи. Этот метод находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям не эффективно.

Эффективность закачки газа высокого давления снижается из-за неоднородности пласта, особенно послойной неоднородности.

Закачка в нефтяную залежь обогащенных углеводородных газов: С₂ – С₆. При контакте нефти с газом происходит увеличение объема, снижается вязкость, повышается нефтенасыщенность пласта.

4) закачка СО₂ (углекислоты) или карбонизированной воды;

Метод основан на том, что диоксид углерода (СО₂), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, а растворяясь в воде увеличивает вязкость воды (незначительно). Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н2СО3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение на границе "нефть – вода" становится очень низким и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и увеличения коэффициента охвата, применение СО₂ лучше сочетать с заводнением.

Закачка воды с растворенным в ней СО₂ (карбонизированной воды) увеличивает проницаемость коллектора, уменьшает поверхностное натяжение нефти, снижает ее вязкость, разрушает пленки адсорбированной нефти и газа, т. е. значительно улучшает условия извлечения нефти.

На рисунке 11.3 (а) показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рисунке 11.3. (б) видно как пленки этой нефти отделяются от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

Из-за большего химического "родства" нефти и СО₂, чем воды и СО2, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО₂ разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают их подвижными, что приводит к росту количества извлекаемой нефти из пласта.

Основные недостатки применения СО₂:

- снижение охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости с нефтью;

- СО₂, при неполной смесимости с нефтью, экстрагирует из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и, могут выпасть на поверхность пор, изменяя смачиваемость породы;

- наличие недостаточных ресурсов СО₂ в районе нефтяных месторождений;

- возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыслового оборудования;

- необходимость утилизации СО₂

- удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и повторной инжекции в нефтяные пласты;

- закачивая СО₂, получаем непригодный газ, т. к. СО₂ – балластный газ (т. е. он не сжигается), причем при закачке СО₂ существует повышенная опасность отравления;

- транспорт жидкой СО₂ и распределение ее по скважинам требует специальных труб, качества сварки и др.;

- относительно большое поглощение СО₂ пластом (потери достигают 60- 75% от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО₂ в тупиковых порах и застойных зонах). Это приводит к большому удельному расходу СО₂ на тонну дополнительно добытой нефти.

Тепловые методы.

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и т.д. Объектами их применения являются залежи высоковязкой, смолистой нефти, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Различают:

1) теплофизические методы – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды или пара).

Вытеснение нефти паром. На основе имеющегося опыта установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом для увеличения нефтеотдачи пластов является насыщенный водяной пар высоких давлений (порядка 8 - 15 МПа). Технология заключается в следующем: пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три зоны, которые различаются по температуре, насыщению и характеру вытеснения:

- зона пара вокруг нагнетательной скважины, в которой происходит совместная фильтрация пара и легких фракций нефти;

- зона горячего конденсата, в которой горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти;

- зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В итоге, зона горячего конденсата, а затем и зона пара достигают добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что улучшает охват пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки её с паром, что повышает коэффициент вытеснения. Основная доля эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивается снижением вязкости нефти.

Для большей эффективности процесса нужно выбирать нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), а также использовать площадные системы размещения скважин с плотностью сетки от 1 до 8 га/скв.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35 - 45% и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность метода.

Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, выгоднее нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 ^оС), не доводя её до кипения.

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины переходят на закачку холодной воды.

Размеры зон прогрева и последующего охлаждения зависят от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температуры пласта и теплоносителя (воды), а также от теплофизических свойств пласта и теплоносителя.

В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре 300 - 310 ^оС нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды.

2) термохимические методы – внутрипластовое горение.

Выделяют три вида пластового горения:

- сухое горение;

- влажное горение;

- сверхвлажное горение.

Схема процесса внутрипластового горения приведена на рисунке 11.4.

Метод сухого внутрипластового горения заключается в том, что создают очаг горения вокруг скважины, т. е. повышают температуру до 300 ^оС на забое. Для зажигания нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Для этого используют различные технологические методы:

а) электрический забойный электронагреватель, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом (удельная мощность прогрева составляет N_уд. = 12 кВт/м);

б) забойная газовая горелка, которая опускается в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха);

в) использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров);

г) подача катализаторов окисления нефти.

Фронт горения продвигается с нужной скоростью в определенном направлении. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Метод рекомендуется применять для залежей глубиной до 1500 м. Наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3-25 м. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50-60%, а первоначальная обводненность не более 40%. Проницаемость должна быть более 0,1 мкм².

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, представленные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Диапазон соотношений закачиваемых в пласт воды и воздуха лежит в пределах от ³ до 5 м³ воды на 1000 м³ воздуха.

Сверхвлажное внутрипластовое горение - когда на 1000 м³ воздуха закачивается более 5 м³ воды.