8.8. Сернокислотное заводнение

Метод предусматривает нагнетание в пласт небольших оторочек (около 0,15% объема пор) Концентрированной серной кисло­ты,проталкиваемых по пласту обычной водой. Обычно использовалась алкилированная H₂S0₄.

При взаимодействии кислоты с нефтью происходит сульфирование содержащихся в нефтях ароматических соединений и образование ПАВ –растворимых в воде сульфокислот. Последние снижают поверхностное на­тяжение на границе нфеть-вода до 3 4 мН/м.

Основную роль в процессе повышения нефтеотдачи играют не про­цессы вытеснения нефти концентрированной H₂SO₄, а снижение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении и промывке водой. Одновременно с образованием сульфокислот происходит образование кислого гудрона, который может существенно повлиять на водопроницаемости, что приводит к перераспределению потоков в пласте, увеличивающему коэффициенты охвата.

Этот метод был разработан в лаборатории физики пласта ТатНИПИнефть и внедрен на промыслах Татарии. По лабораторным данным, средний коэффициент безводного вытеснения оказался равным 0.68, а средний коэффициент конечного вытеснения - 0,79. Оптимальная величина оторочки концентрированной серной кислоты была определена в 0,3% от объема пор.

Крупнотоннажные закачки при создании оторочек из кислоты способствовали использованию отходов нефтеперерабатывающих заводов (как алкилированная серная кислота – АСК). То есть одновременно с повышением нефтеотдачи решались вопросы захоронения загрязняющих окружающую среды продуктов.

Нефтеотдача увеличивается в результате:

1) генерирования ПАВ;

2) образования кристаллов солей, которые закупоривают промытые водой поры и трещины;

3) выделения тепла при смешивании кислоты с пластовой и закачиваемой водой.

Промысловый эксперимент был впервые проведен в 1962-68 гг. на 14 опытных участках Первомайского месторождения [17].

По сути это было очаговое заводнение при обеспечении объема ото­рочки H₂S0₄ около 0,14 0,16 V пор. Наблюдали увеличение безводной до­бычи на них на 14% больше по сравнению со средними показателями на других 25 контрольных участках. Прирост в КНО оценили на 11,2% выше, чем при обычном заводнении. При линейном заводнении фиксировалось увеличение безводной добычи до 37,6%, приемистость нагнетательных скважин в среднем возросла на 15% по отдельным скважинам - до 40%, увеличился коэффициент охвата закачкой (по профилям приемистости).

Затраты на 1 т дополнительно добытой нефти оказались в 6,2 раза ниже, чем при полимерном заводнении и в 7,3 раза ниже, чем при закачке растворов ПАВ. Это плюс в технологии. Но наблюдалось выпадение гипса в скважинах и промысловом оборудовании, а также коррозия оборудова­ния.

8.9. Применение мицеллярных растворов

Как известно, нефть и вода при обычных условиях в коллекторах не смешиваются. Как следствие этих условий - возникновение капиллярных эффектов при фильтрации, приводящих к повышенным сопротивлениям для смесей. Процесс вытеснения и промывки нефти водой может быть приближен к условиям фильтрации однородных систем, если между нефтью и водой создать оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводород­ных жидкостей, воды и ПАВ, растворимых в углеводородах и стабилиза­торов). В качестве стабилизаторов обычно используются спирты (изопропиловый, бутиловый и др.). Углеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая нефть фракции С₅+.

Составы мицеллярных растворов (MP) запатентованы во многих странах. В создании их приняли участие сотрудники ВНИИнефть и Тю­менского индустриального института.

Нефтерастворимыми ПАВ–являются нефтяные сульфонаты, алкила-рилсульфонаты, алкифенолы. При содержании ПАВ в системе выше кри­тической концентрации они находятся в растворе в виде сгустков (ми­целл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутрен­нюю фазу. При значительной концентрации ПАВ в процессе перемешива­ния вместе с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты - мицеллы, строение которых зависит от количественного состава компонентов и их свойств.

Принципиально структуру мицелл можно представить в виде двух структур (рис.8.6): мицелл с водяной (а) и с нефтяной (б) основой. В пер­вом случае молекулы ПАВ полярной частью обращены к воде, а углеводородными цепями – к нефти. Несмотря на со­держание в таком мицеллярном растворе до 95% воды, он хорошо смешивается с нефтью (внешней фазой).

Рис. 8.6 .Схема строения мицелл

Аналогично MP с водя­ной внешней фазой со­стоят из ПАВ, полярная часть молекул которых обращена к внешней водяной фазе, а углеводородные цепи – к углеводородной (внутренней) ос­нове. Даже при наличии значительных количеств нефти в системе такой MP (с водяной внешней фазой) хорошо смешивается с водой. MP способ­ны растворять жидкости, составляющие их внутреннюю основу (ядро). При этом размеры мицелл возрастают, и в некоторый момент наступает' обращение фаз – вместо внешней фазы оказывается вода и наоборот.

Внешне MP – однородные прозрачные или полупрозрачные жидко­сти (размеры мицелл 10^–5 10^–6 мм). По реологическим свойствам они отно­сятся к Ньютоновским жидкостям, хотя вязкость их с нефтяной внешней фазой вначале возрастает с увеличением содержания воды в системе и мо жет достичь 100 мПа·С (при водосодержании до 40 45%). Дальнейшее увеличение концентрации воды (если она сопровождается инверсией типа раствора) приводит к снижению вязкости.

По лабораторным данным, MP способны вытеснять до 50 45% неф­ти, оставшейся в пласте после обычного заводнения (даже при водонасы-щенности до 70% от объема пор). Недостаток MP – их чрезвычайная доро­говизна и дефицитность (доля ПАВ до 9 15% спирта – до 4 5%). MP должна обладать устойчивостью при изменении термобарических условий.

Несмотря на это с 1962 г. в США фирма Marathon Oil провела про­мысловые испытания на 20 участках размером 19 га каждый. Схема заколки MP приведена ниже (рис. 8.7).

Рис. 8.7. Схема закачки оторочки MP

1 - проталкивающая вода; 2 - оторочка раствора полимера (буфер);

3 - оторочка MP; 4 - зона движения нефти и воды;

5 - зона движения только воды

Считается целесообразным создавать оторочки MP около 5% от объ­ема пор.

На месторождениях СССР и РФ промысловые испытания по приме­нению MP не проводились.

8.10. Газовые методы

Известно, что природа смачиваемости пористой среды может носить гидрофильный или гидрофобный характер. Избирательная смачиваемость при этом определяет направление действия капиллярных сил. Эти силы или способствуют вытеснению нефти водой (из гидрофильных пород), или наоборот противодействуют процессу (из гидрофобных сред). В обоих случаях в пластах наблюдаются остаточные объемы нефти в воде различ­ных форм (см. выше). Газовые методы МУН направлены на устранение влияния молекулярно-поверхностных сил. Технологии процессов могут быть различными:

1) вытеснение нефти сухим газом высокого давления (более 21 МГ1А);

2) вытеснение нефти жирным или обогащенным попутным газом (при давлениях более 14 МПа);

3) вытеснение нефти оторочкой сниженных газов (СУГ), проталки­ваемой сухим газом (давления более 8 МПа);

4) комбинированные методы;

5) извлечение остаточной нефти путем регуляции газа с высоким давлением - (28-К32 МПа) - метод ГВД.

При первых 4-х методах вытесняющая фаза (газ) смешивается с вы­тесняемой без границы раздела между ними; при технологии 5-го метода происходит обратное испарение нефти в циркулирующем газе - создается искусственная газоконденсатная система.

В первом случае условие смешиваемости фаз достигается примене­нием СН_4? который проталкивает оторочку из С₃Н₈. Динамику процесса можно рассмотреть на основе диаграмм рис. 8.8. Если фазовая диаграмма 1 отвечает составу вытесняющего газа, а 2 - составу оторочки, то в зоне сме­си будут отмечаться условия диаграмм 3₅ 4, 5 и 6.

Рис. 8.8. Схема изменения фазовой диа­граммы при переходе от оторочки к сжа­тому газу

С увеличением доли сжатого газа в смеси образуются сис­темы, которые в пластовых ус­ловиях будут находиться в га­зообразном состоянии (диа­граммы 5 и 6). С уменьшением доли сжатого газа в смеси воз­никают системы, которые в пластовых условиях будут на­ходиться в жидком состоянии (диаграмма 4). При пласто­вой изотерме Т_пл критическое давление обеспечивает разде­ление смеси на две фазы. То

есть условие процесса вытеснения будет при давлении выше, чем в точке К₃ при пластовой температуре.

Подбор критических составов смеси производится по специальным диаграммам [1].

Метод ГВД предполагает превращение нефтяного месторождения в искусственное газоконденсатное. При этом на 1 м³ нефти требуется до 3000 м³ газа. Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные га­зы этан, пропан или углекислота (СО₂).

Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать за счет процесса испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается той же. Для практических вопросов подбора оптимальных условий пользу­ются диаграммами типа рис. 8.9.

Рис. 8.9. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных Р и Т

1 - кривая раздела фаз;

2 - связующая линия;

3 - двухфазная область;

4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5-газ; 6 - нефть;

8 - состав смеси, находящейся при данных Р и Т в критической точке;

9 - критические составы, смешивающиеся с нефтью;

10 - критические составы, смешивающиеся с газом.

На этой диаграмме углеводородная система произвольно представ­лена в виде 3-х групп компонентов. Величины треугольников соответст­вуют 100%-ному содержанию соответствующих групп компонентов в сис­теме.

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С₂ – С₆). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут под­вергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонен­тов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пласто­вых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, нахо­дящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 8.10).

В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутст­вуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до зна­чений, близких к 100%.

Допустим, жирный газ (точка 5) вытесняет в пласте нефть (точка 4). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1-1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В по­следующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С₂–С₆ и состав ее характеризуется точками 2, 3 и т.д.

Рис. 8.10. Схема образования крити­ческих условий вытеснения нефти при нагнетании в пласт газов, бо­гатых тяжелыми компонентами

Этот процесс будет продолжать­ся до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток ста­нет однофазным, и состав смеси бу­дет изменяться вдоль потока от об­ласти вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирно­го газа вытесняется средой, смеши­вающейся с нефтью.

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчет­ных методов определения условий смешивания различных нефтей и га­зов. Поэтому предложены весьма приближенные методики (Бенхем, Дауден и Кунцман).

Газовые методы были внедрены на месторождениях Западного Теха­са (более 50 месторождений) при давлениях до 280 ат. В 1961 г. в СССР начал проводиться промышленный эксперимент на Ромашкинском место­рождении (Миннибаевская площадь) по закачке оторочки пропана (около 12% от объема пор). Широкого развития газовые методы в отечественной технологии не нашли.

8.11. Термические способы увеличения нефтеотдачи

Впервые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР были начаты в 30-е годы А,Б. Шейманом и К.К. Дуброваем. В последующем те­пловые методы прошли этапы теоретических, лабораторных и промысло­вых исследований.

Были определены технологии;

1) закачка в пласт горячей воды;

2) нагнетание пара;

3) создание внутрипластовых очагов горения (ВДОГ).

При нагнетании в пласт горячей воды происходит понижение вязко­сти нефти, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды, изменение характера проявления молекулярно–поверхностных сил.

По расчетам, при нагнетании горячей воды (t = 170 °С) прирост в нефтеотдаче может составить 16-17% при высокой начальной вязкости нефти (250-300 мПа·С) и продолжительности процесса не менее 8-10 лет. При вязкостях в 150 и 33 мПа·С приросты в КНО соответственно состав­ляют 8-11 и 4-5%.

Закачка горячей воды ведется длительное время в пласты месторож­дений Мангышлака, нефти которых содержат около 28% парафина.

При нагнетании в пласт пара схематично можно выделить 4 зоны (рис. 8.11).

Закачка пара ведется на месторождениях о. Сахалина (Оха, Катанг-ли), в Коми.

Рис. 8.11. Схема распределения тем­пературы в пласте при нагнетании в него пара. Зоны: 1 - перегретого пара; 2 - насыщенного пара; 3 - горячего конденсата; 4 - остывшего конденсата

В технологии ВДОГ (внутрипластового движущегося очага горения) горная порода вместе с насыщающей ее нефтью может рассматриваться как своеобразное горючее с высокой степенью зольности (95-85%). Это го­рючее поджигается, и его горение поддерживается нагнетанием в порис­тую среду окислительных агентов (воздуха, смеси кислорода с газом), нефть поджигается через скважину при помощи различной конструкции горелок (электрических, огневых) или химическим способом. Предвари­тельно нагретая порода далее нагревает движущийся через нее окислитель до температуры выше воспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разгорается зона (очаг горения), температура которого под­держивается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигает­ся вглубь пласта. Горячие продукты и воздух, продвигаясь по пласту, эф­фективно вытесняют нефть. Процесс протекает как автотермический, т.е. продолжается непрерывно за счет образования продуктов для горения (ти­па кокса). Схема процесса приведена на рис. 8.12.

По данным авторов, масса коксоподобного материала, расходуемого на горение, составляет 1-2% от массы породы; по расчетным и экспери­ментальным данным КНО, с легкими нефтями может достигать 80-85%, с тяжелыми более 70%.

Рис. 8.12. Схема процесса внут рипластового горения (по А.Б Шейману, Г.Е. Малофееву А.И. Сергееву).

Кривые: а - температуры; б - нефтенасыщенности;

в - водонасыщенности.

Зоны: 1 - пластовой температуры;

2' - с увеличенным содержанием нефти;

2 - предварительного нагрева; 3' - конденсации паров воды;

3 - испарения;

4 - термохимических реакций;

5 - зона горения;

6 - регенерации тепла;

7 – коксообразования

Были отработаны технологии сухого и влажного горения. При сухом горении расход воздуха на 1 т добываемой нефти колеблется от 400 до 3000 м³. При сверхвлажном горении водовоздушка составляет 0,002–0,01 м³м³, при сухом 0,0004–0,0002 м³/м³. В зоне горения расход воздуха на сгорание 1 кг топлива (кокса) составляет обычно 10–12 м³,

Промышленные испытания метод прошел на месторождениях Азер­байджана, Краснодарского Края (месторождение Павлова Гора), в Запад­ной Сибири (Русское месторождение).

35