![](/user_photo/_userpic.png)
книги из ГПНТБ / Муравьев, Виталий Михайлович. Новые методы вытеснения нефти из пластов
.pdfВ АзНИИ по добыче нефти проводились также лабора торные исследования по определению вымывающей способ ности различных вод.
Наилучшими водами, как и следовало ожидать, оказа лись пластовые щелочные воды. Конечная нефтеотдача при применении этих вод получалась в среднем на 13—15% вы ше, чем при морской воде.
Кроме того, если применять морскую воду, то происходит неравномерное продвижение контура нефтеносности, быстрый прорыв воды к забоям скважин, преждевременное их обвод нение и выход из эксплуатации.
Результатом этого этапа работ явились рекомендации АзНИИ по добыче нефти о предпочтительном применении для законтурного и площадного заводнения щелочных пласто вых вод. При недостаточных ресурсах этих вод рекомендо ван метод так называемой «оторочки». Этот метод состоит в том, что в начальной стадии заводнения закачивается ще лочная вода, которая хорошо отмывает нефтяные пески. После создания в пласте вала или «оторочки» из щелочной воды дальнейшее проталкивание ее в глубь пласта произ водится обычной морской водой.
Следующим этапом работ АзНИИ по добыче нефти в этой области было изыскание поверхностноактивных веществ (де
тергентов) для облагораживания морской воды [3].
При проведении работ имелось в виду, что детергенты должны обладать следующими основными свойствами: вы сокой поверхностной активностью, которая позволяет при
незначительных присадках их в воде уменьшать ее поверх ностное натяжение, полярной автивностью и сродством с сульфогруппой. До 1955 г. в АзНИИ по добыче нефти испы тывались следующие детергенты: сульфанол — продукт окис ления осветительного керосина хлором; азолят—продукт сульфирования производных пентана и гексана бензольного ядра; лакричный экстракт, получаемый из солодкового корня.
Последние два детергента при испытании не дали хоро ших результатов в смысле снижения поверхностного натя
жения воды на границе нефть—вода.
Опыты с сульфанолом проводились при постоянной тем
пературе как при атмосферном давлении, так и при избыточ ном давлении в 10 и 25 атм. Взятая для экспериментов нефть имела удельный вес 0,869 и вязкость при температуре 20°С— 8—9 спз. Опыты проводились на модели пласта, состоящей из трубки длиной £ = 595 мм и диаметром d = 60 мм, запол
ненной песком. Опыты дали следующие результаты:
1) добавка к морской воде сульфанола в количестве 0,1% снижает поверхностное натяжение на границе нефть — вода
до 3,2 дин!см\ повышение добавки сульфанола еще более снижает поверхностное натяжение;
— 9 —
2) снижение поверхностного натяжения до указанной ве личины устраняет быстрый прорыв воды, способствует более равномерному продвижению водонефтяного контакта и в соответствии с этим приводит к большей нефтеотдаче за
безводный период; 3) добавка сульфанола к морской воде в указанных ко
личествах увеличивает конечную нефтеотдачу по сравнению
сморской водой на 5,5%;
4)удельные расходы щелочной пластовой воды и морской
воды с добавкой указанных количеств сульфанола оказа
лись к моменту 99%-ной обводненности выходящей струи величинами одного и того же порядка. Удельный же расход чисто морской воды оказался в два раза больше.
К недостаткам этого реагента относится его высокая адсорбционная способность, что приводит к быстрому повтор ному повышению поверхностного натяжения морской воды.
Поэтому АзНИИ по добыче нефти не рекомендует суль фанол для использования в промышленных условиях и счи тает необходимым продолжить исследования различных де тергентов на длинных колонках (моделях пласта).
В последние годы, кроме АзНИИ по добыче нефти, иссле довательские работы по применению поверхностноактивных
веществ в добыче нефти проводили также Институт нефти Академии наук СССР, ВНИИнефть и другие научные орга низации.
За последнее время появились сообщения о том, что в США для повышения нефтевымывающей способности воды и увеличения коэффициента нефтеотдачи также проводятся широкие лабораторные и промысловые работы по облагора живанию воды поверхностноактивными веществами.
Широко применялись детергенты на Бредфордском место рождении в Пенсильвании [4], но полученные результаты
оказались неубедительными, хотя в некоторых случаях и бы
ло достигнуто увеличение нефтеотдачи. Промысловые испы тания по применению детергентов проводились также на месторождениях Мидконтинента. Лабораторные испытания проводятся во многих штатах.
Терека и Батлер в своей статье [5] указывают, что из множества детергентов, изготовляемых промышленностью, лучшие результаты по вытеснению нефти дали водораство
римые неионные поверхностноактивные вещества.
В лабораторных условиях было установлено, что наилуч шими из всех испытанных детергентов являются производные алкилфенолов. Производные канифоли и окиси этилена, так же относящиеся к неионным детергентам, менее эффективны,
чем производные алкилфенолов. Катионные и анионные де тергенты, как правило, оказывались неэффективными или малоэффективными.
— 10 —
На основании анализов и длительных лабораторных ис следований, Терека и Батлер пришли к выводу, что влияние ловерхностноактивного вещества на нефтеотдачу при отмыв
ке заключается в. следующем:
а) на границе раздела нефть — вода уменьшается поверх ностное натяжение;
б) поверхность породы из гидрофобной превращается в
гидрофильную; в) с поверхности породы вытесняется нефть.
При этом поверхностноактивное вещество должно доста точно хорошо растворяться в нефти и иметь минимальную тенденцию к адсорбции на поверхности породы, чтобы потери были наименьшими.
Торрей [6, 7, 8] в своих последних работах указывает, что предложенные в 1951. г. и позже многие поверхностноак тивные вещества для повышения нефтеотдачи или. увеличе ния темпов нефтедобычи в настоящее время производятся в больших количествах. П. Д. Торрей констатирует, что сов местное применение двух или нескольких поверхностноак тивных веществ оказалось значительно более эффективным,
чем применение одного лишь вещества или нескольких ве ществ последовательно.
Причины такого совместного влияния еще не выяснены.
Однако известно, что одни вещества обладают значительно большей эффективностью на границе раздела между жид
костями, |
а другие — на границе раздела между жидкостями |
||
и твердой |
фазой. |
объем работы по |
изучению |
Впереди еще громадный |
|||
практического применения |
поверхностноактивных |
веществ |
для увеличения нефтеотдачи пластов и для облагораживания воды и разных растворов при обработках призабойных зон скважин.
Эта область весьма перспективна. Можно рассчитывать, что наряду с другими проблематичными методами вытесне ния нефти из пористой породы, применение поверхностно-
активных веществ окажет большое влияние на дальнейшее
совершенствование технологии разработки нефтяных место рождений.
ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ СМЕШИВАЮЩИМИСЯ С НЕЙ ФЛЮИДАМИ
Выше было сказано, что основной причиной неполного вытеснения нефти из пласта является действие капилляр ных сил, существующих в пористой среде. Эти силы могут быть преодолены с помощью поверхностноактивных веществ или, что более эффективно, нагнетанием в пласт жидкости или газа, смешивающихся с пластовой нефтью. При смешива
11
нии пластовой нефти с другим флюидом или растворителем
поверхность раздела между нефтью и вытесняющей средой ликвидируется и действие капиллярных сил сводится к нулю. Поэтому при вытеснении нефти смешивающейся с ней жид костью или газом из пласта может быть извлечена почти
вся нефть.
Однако этот процесс в США считался нецелесообраз ным с точки зрения экономики, поскольку все вещества, сме
шивающиеся с нефтью, стоят почти столько же или больше,
чем сама нефть. Чтобы процесс извлечения нефти из по ристой среды был экономически целесообразным, стоимость вытесняющей фазы должна быть существенно меньше сто имости эквивалентного объема сырой нефти. Это утвержде ние основано на том, что на каждый закаченный в пласт
кубометр вытесняющей фазы будет добыт в лучшем случае
только один кубометр нефти.
В последние годы в нефтедобывающей промышленности
появился значительный интерес к процессу вытеснения неф ти смешивающимися с ней флюидами, так как этот про цесс можно осуществить с использованием лишь сравни
тельно небольшого количества дорогостоящей вытесняющей фазы. Эта идея возникла в результате интенсивных лабо
раторных исследований механизма вытеснения нефти сме шивающимися с ней флюидами. Было замечено, что в по
ристой среде два растворимых друг в друге флюида сме шиваются быстро и полностью, благодаря чему позади фронта вытеснения остается небольшое количество смеси вытесняющего флюида и нефти. В этом случае требуется небольшое количество вытесняющей фазы для полного из влечения нефти, поскольку позади фронта вытеснения бу дет находиться небольшое количество растворяющей фазы. Были разработаны следующие методы вытеснения нефти:
1) |
закачка сжиженных газов или закачка |
растворителей; |
2) |
закачка газа под высоким давлением; 3) |
перевод нефти |
в |
конденсатное состояние. |
|
|
Во всех этих случаях нефть вытесняется |
из пористой |
среды смешивающимися с ней веществами. Ниже детально разбираются разновидности процесса вытеснения нефти из пласта смешивающимися с ней флюидами.
Закачка в пласт сжиженных газов. До последнего вре мени не было обобщающего теоретического положения, поз воляющего определять эффективность вытеснения нефти при помощи сжиженных нефтяных газов.
Для изучения этого вопроса в 1953 г. Гендерсон и др. ис следователи [9) проводили лабораторные опыты по вытес нению нефти и нефтепродуктов из кернов.
В задачу исследований входило определение влияния вязкости нефти, скорости вытеснения и начальной насыщен
— 12 —
ности ее свободным газом на эффективность нефтеотдачи, а также определение роли закачки сжиженных нефтяных га
зов перед заводнением.
Вопытах по вытеснению жидкости сжиженными газами
вкачестве вытеснителя применялся жидкий технический изо бутан. В качестве вытесняемых фаз были нефть и различ ные нефтепродукты с вязкостью от 0,5 до 187 спз.
Несмотря на ограниченность лабораторных эксперимен тов, удалось установить, что при использовании изобутана
для вытеснения нефти конечная нефтеотдача превышает
95% нефти, первоначально присутствующей в образце, при
чем для снижения нефтейасыщенности до 1 или 2% объема пор требуется от 4 до 6 объемов изобутана на 1 объем полу
ченной нефти в зависимости от ее вязкости.
Было установлено, что при закачке изобутана в нефть,
насыщенную газом в размере 20—25%, нефтеотдача до про рыва изобутан'а примерно равна нефтеотдаче систем, пол ностью насыщенных жидкостью. Также было установлено, что вязкость нефти является самым решающим фактором, влияющим на извлечение нефти. Так, в проводимых опытах при вязкости нефти 0,4 спз извлекалось от 83% всей нефти, в то время как при вязкости 187 спз нефтеотдача не превы шает 10%. Анализ лабораторных данных показал, что за
качка изобутана |
до заводнения |
дает значительный эффект |
и особенно в тех |
случаях, когда |
между закачкой изобутана |
и закачкой воды имеется некоторый промежуток времени.
Закачка изобутана после заводнения показала, что такая
последовательность процессов также значительно увеличи вает нефтеотдачу.
Талаш и Кроуфорд в своей работе [10] приводят резуль таты лабораторных исследований по вытеснению нефти сжиженными газами. В качестве искусственной пластовой жидкости была применена смесь нефти с природным газом. При вытеснении этой смеси водой (заводнение) нефте
отдача составила около 70% всей нефти, насыщающей об разцы. Нагнетание в керны растворителя после заводнения дало еще 29% нефти. Таким образом, остаточная нефтенасыщенность кернов равнялась всего 1% начальной нефтенасыщенности.
На рис. 1 показана типовая кривая вытеснения нефти
растворителем после заводнения образца. Вначале при на гнетании растворителя из керна вытесняется только вода.
Первые следы нефти отмечены после извлечения воды в
объеме, равном 19% объема пор. За счет нагнетания раство
рителя из керна было добыто 99% нефти, оставшейся в порах после 100%-ного обводнения продукции. Объем ра створителя, который потребовался для извлечения этой неф-
2 . 4.422 |
— 13 — |
ти, равен 1,3 объема пор.' В качестве растворителя применя
лись пропан и бутан.
В американской печати опубликован ряд работ, в кото рых также подтверждается, что добыча нефти после завод нения путем нагнетания в пласт растворителей нефти резко:
возрастает.
Количество закаченногорастворителя, % поровых объёмов
Рис. 1. Добыча нефти и воды за счет нагнетания растворителя:
1 — нефть; 2 — вода
Так, Офферинго и Ван дер Пойль (11] приводят данные по извлечению нефти при циркуляции керосина через пори стую среду. При нагнетании керосина в образец, заполнен ный нефтью, нефтеотдача до прорыва вытесняющей жидко сти была такого же порядка, как и при заводнении. Однако нефтеотдача после прорыва при нагнетании керосина полу чалась значительно большей, чем при нагнетании воды.
По мнению Офферинга и Ван дер Пойль, нагнетание ке росина в пласт после заводнения неэкономично, так как в
пласте остается большое количество керосина.
В связи с этим был предложен метод рециркуляции, при котором часть жидкости, извлекаемой из пласта, вновь за качивается в пласт. Так, например, в поставленных опытах
для достижения нефтеотдачи, равной 77%, требовалось про качать керосин в объеме 6,5 поровых объемов. Когда приме няли рециркуляционную схему, нефтеотдача составляла 81%, при этом керосина было использовано всего лишь 0,48 объ
ема пор образца. После заводнения в порах осталось керо сина около 10% общего объема пор образца.
14 —
В 1958 г. была опубликована работа Лейси и др. [12], в которой приводятся результаты лабораторных эксперимен тов по вытеснению нефти из линейных моделей, сделанных из естественного песчаника.
Очищенные нефти с различной вязкостью вытеснялись при
разных |
скоростях фильтрации жидким пропаном, причем |
модель |
находилась, как в горизонтальном, так и вертикаль |
ном положении. Лабораторные исследования показали раз
ницу между закачкой растворителя в вертикальные и го ризонтальные пласты.
В результате влияния силы тяжести нефтеотдача при за качке в образцы, расположенные вертикально, была на 10% больше, чем при закачке в горизонтальные образцы. Поэ тому было высказано предположение, что наибольшая эф фективность процесса смешанного вытеснения может быть
достигнута в круто падающих пластах и при закачке ра створителя в наивысшие точки структуры. При закачке же ра створителя в керны, расположенные горизонтально, наиболь
шее влияние на длину смешанной зоны между нефтью и рас творителем оказывает величина диаметра керна. Несмотря
на |
относительно небольшую стоимость сжиженного нефтя |
ного газа, нагнетание его в пласт в количестве, равном ко |
|
личеству получаемой нефти, неэкономично. Поэтому одним |
|
из |
способов экономного применения сжиженного нефтяного |
газа является закачка |
небольшого количества жидкого про |
пана с последующим проталкиванием его сухим газом. |
|
нагнетательная скважина |
Эксплуатационная скважина |
Рис. 2. Вытеснение нефти смесимой фазой:
На рис. 2 дано схематическое изображение такого процесса. В пласт через нагнетательные скважины сперва на
гнетается жидкий пропан, а затем сухой естественный газ.
Вал пропана, подпираемый газом, вытесняет нефть, так как на границе ее контакта с жидким пропаном происходит их
полное смешивание. Газ, двигающийся по пласту позади, ва ла пропана, полностью очищает пласт — коллектор от про пана, так как последний в свою очередь растворяется в газе. В результате этого должна достигаться почти 100%-ная нефтеотдача.
Этот метод, названный методом вытеснения нефти путем создания оторочки из смешивающейся жидкости, при испы тании в лабораторных условиях показал прекрасные ре зультаты.
В этих экспериментах [13] нефть вытесняется из набитой песком трубы длиной 37,5 м путем создания очень малень кой оторочки пропана, равной по объему всего 1,5% общего объема пор. Пропан в свою очередь вытеснялся сухим га
зом. Конечная нефтеотдача в результате вытеснения До стигла 95% содержащейся в образце нефти. Это намного больше, чем нефтеотдача, полученная при применении од
ного сухого газа.
Фирма Carter Oil Со. провела ряд лабораторных иссле
дований по |
определению эффективности |
нефтеотдачи за |
счет закачки |
пропана, вытесняемого в свою |
очередь газом. |
В результате этих исследований удалось математически |
||
рассчитать распределение жидкости и газа в |
линейной одно |
родной пористой среде, эксплуатирующейся при пропускании растворителя, двигаемого газом, как функцию безразмер ного времени и расстояния от нагнетательных скважин.
Это математическое решение было основано на уравне
ниях материального баланса для газа, растворителя и нефти; на допущении о равновесии жидкости и газа в любом сече
нии пласта и на том, |
что поток каждой фазы в |
любом попе- |
|||||
|
|
речном |
сечении |
пласта |
|||
|
|
фильтруется |
прямо |
пропор |
|||
|
|
ционально |
|
относительной |
|||
|
|
проницаемости |
и |
обратно |
|||
|
|
пропорционально вязкости. |
|||||
|
|
На рис. 3 приведена |
|||||
|
|
кривая, показывающая по |
|||||
|
|
лученное |
расчетным |
путем |
|||
|
|
соотношение |
между |
|
нефте |
||
Рис. 3._Соотношение между нефте |
отдачей и количеством за |
||||||
отдачей и количеством |
закаченного |
каченного жидкого пропана, |
|||||
жидкого пропана для системы азот- |
вытесняемого |
|
азотом |
(для |
|||
пропан—декан в сцементированном |
системы |
азот — пропан — |
|||||
песчанике при 26,6° |
и 25,6 ат |
декан) из сцементированно |
|||||
По оси абсцисс — количество зака |
|||||||
ленного жидкого пропана, в объеме |
го песчаника |
при температу |
|||||
углеводородов. |
ре 26,6° и |
давлении 25,6 ат. |
|||||
По оси ординат — нефтеотдача, % |
Значения |
|
нефтеотдачи, |
||||
объема углеводородов. — теорети |
соответствующие |
кривой, |
|||||
ческая кривая; О — эксперименталь |
|||||||
ные точки |
|
достигались при нагнетании |
— 16 —
в пласт (для вытеснения пропана) 5—6 объемов газа в еди ницах объема содержания углеводородов в пласте, приведен ного к условиям рабочей температуры и давления.
Кривая на рис. 3 показывает, что полная нефтеотдача для рассматриваемой системы теоретически достигается при на
гнетании жидкого пропана в количестве !/з объема содер жания углеводородов.
Учитывая положительный эффект от лабораторных экспе риментов по вытеснению нефти из пласта сжиженными га зами, многие нефтедобывающие фирмы еще с 1952—1953 гг.
начали осуществлять этот процесс в промышленных мас штабах. Фирма Carter Oil Со. в мае 1953 г. начала осуще ствлять метод создания оторочки из жидкого пропана на од ном из участков месторождения Семинол—Сити в штате Ок лахома [14], глубина залегания продуктивного песчаника здесь равна 1060 м. Средняя пористость песчаника —18%
и проницаемость по воздуху— 13 мдарси. Добываемая нефть имела удельный вес 0,835—0,845 и вязкость 3 спз при пласто
вой температуре и атмосферном давлении.
К началу испытательных работ в пласте находилось 238,5 тыс. -и3 неизвлеченной нефти. Для повышения давления до величины, при которой пропан остается в жидком состоя
нии, вначале было закачено |
1,53 млн. л<3 сухого газа. Затем_ |
|
в |
пласт было закачено 22,6 тыс. лг3 пропана и вслед за ним |
|
в |
марте 1954 г., т. е. спустя |
полгода, начали нагнетать газ |
для проталкивания этой оторочки. В итоге, к октябрю 1957 г. было закачено 16,1 млн. лР газа.
До начала работ суммарный дебит четырех эксплуата ционных скважин не превышал 2,4 мъ/сутк.и. Вскоре после начала закачки добыча нефти из пяти эксплуатационных скважин увеличилась до 31,8 м3/сутки. С 1953 г. „с этого
участка дополнительно добыто 19,0 тыс. м3 нефти, причем
50% закаченного пропана было извлечено обратно вместе с нефтью.
В ближайшее время фирма предполагает расширить эти
работы.
Аналогичный проект закачки сжиженных нефтяных газов осуществляется фирмой San Oil Со. на месторождении Мил ликан Риф в округе Клик в Техасе [15].
На этом участке площадью 592 га эксплуатируется 37
скважин. Нефть месторождения Милликан Риф является легкой с удельным весом 0,8. В марте 1955 г. давление на
опытном участке поддерживалось на уровне 120 ат. Опытная закачка пропана на этом участке представляла большой интерес, так как в него входил рифовый участок, который труднее было разрабатывать, чем пески или песчаники.
Вначале фирма San Oil Со. осуществляла'обычную закач ку сухого газа. Затем через одну нагнетательную скважину
— 17 —
закачали 2300 м3 смеси пропан-бутана и в настоящее время г. нее закачивается 70 тыс. м3]сутк,и, газа. Фирма рассчиты вает в течение года закончить испытания и при положитель ных результатах намечает расширить опыты.
В 1957 г. нефтяная фирма Magnoly Petroleum [16] нача ла осуществлять на месторождении Паркс в штате Техас крупнейший проект закачки жидкого пропана в пласт. За
траты на осуществление этого |
проекта |
уже достигли |
3,5 млн. долларов. |
|
|
Закачка пропана в объеме 1168 |
м3)сутки |
осуществляется |
в 23 из 25 запланированных по проекту нагнетательных
скважин, в пласт бенд пенсильванского горизонта, залегаю щего на глубине 3172 м.
Все нагнетательные скважины размещены на большой территории, занимающей площадь свыше 3200 га. В течение последующих 9—12 месяцев в пласт бенд планируется зака чать не менее 240 тыс. ж3 жидкого пропана. По окончании закачки пропана в те же скважины будет нагнетаться до
450,0 тыс. я3 газа в сутки, который будет проталкивать про пан в пласт.
Оценивая перспективы этого метода, компания Магнолия рассчитывает за счет нагнетания пропана значительно уве личить добычу нефти по сравнению с заводнением, хотя по следнее и дает весьма удовлетворительные результаты.
По первоначальным подсчетам компании добыча нефти из этого пласта первичными методами оценивается пример
но в 2,4 млн. м3. В результате же закачки пропана под дав
лением газа конечный отбор нефти из пласта предполагается довести до 5—6 млн. м3. Кроме того, фирма надеется, что осуществление этого проекта позволит добыть не только
значительно большее количество нефти, но и извлечь из
пласта до 90% закаченного пропана.
Технологический процесс закачки жидкого пропана осу
ществляется следующим образом: из 1168 м3 жидкого про
пана, ежесуточно закачиваемого в пласт, 320 м3 фирма берет со своей газо-бензиновой установки на месторождении Пегапс. (25 км к югу). Недостающие 840—850 м3 пропана фирма
Magnoly Petroleum покупает у фирмы El Расо Natural Gas
и перекачивает его до месторождения Пегасус по 4-дюймово-
му трубопроводу. Пропан, поступающий на месторождение Паркс, при помощи дожимной станции подается в резервуар емкостью 190 м3 для хранения при давлении 13 ат.
Из резервуара пропан поступает в насосную станцию, где дожимными насосами давление пропана увеличивается до 14,7 ат, после чего подается на прием трех главных насо сов. Эти нагнетательные насосы сжимают пропан до 118,5 ат и через систему распределительных трубопроводов подают его в нагнетательные скважины.
— 18 —