Мун на месторождениях вязких нефтей сша.

В США месторождения тяжелых нефтей встречаются в штатах Калифорния, Вайоминг, Техас. Их геология близки к геологии Русского месторождения: высокая расчлененность по разрезу, наличие зон с несогласным залеганием пластов, поверхности размыва. Нефти многих месторождений обладают вязкостью 160-200 сПз. Эффективные толщины изменяются в пределах от метров до десятков метров.

Результаты анализа по месторождениям тяжелых нефтей США представлены на рисунке 41. Для полимерного заводнения сложно выделить зоны успешного и неуспешного применения метода. Однако видно, что метод редко применяется с условиями схожими с условиями Русского месторождения. Закачка щелочи имеет только один положительный эксперимент. В остальных случаях добыча была ниже ожидаемого уровня, и метод был признан неэффективным.

Закачка воды традиционно считается эффективным методом воздействия, но с ростом вязкости эффективность метода заметно снижается. Для вязкостей 150 сПз и более положительный результат применения заводнения водой очень ограничен.

Согласно статистике, наиболее достоверно выделяется область успешного применения методы закачки в пласт углекислого газ. Диапазон применения очень близок к свойствам месторождения Русское. Однако в условиях Русского месторождения метод не испытан. Метод совместим с заводнением и может также использоваться как один из вариантов утилизации попутного газа. Смешиваемость нефти с углекислым газом значительно выше, чем с попутным газом и не достигается в данных пластовых условиях. В отличие от полимерного заводнения и закачки воды, эффективность метода с ростом вязкости возрастает. Ограничением является температура, с ростом которой уменьшается концентрация газа в нефти. Неблагоприятным, но не критичным, является наличие газовой шапки.

Рис 27. Статистика успешности применения мун в сша

Методы увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов

Существующие эффективные технологии увеличения нефтеотдачи в подавляющем большинстве являются с одной стороны сложными, а с другой – дорогими. Если принять запасы за 100%, то распределение нефтеотдачи будет следующее:

• первичные методы (естественные режимы) – 15 %;

• вторичные методы (заводнение) – 20 %;

• третичные методы (МУН) – 25 %;

Причем оставшиеся 40 % будут составлять остаточную нефть.

Ниже будут рассмотрены основные направления работ по повышению нефтеотдачи как в России, так и в мире в целом.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Наиболее активное развитие получили тепловые, газовые и физико-химические технологии. Причем почти 2/3 дополнительно добытой, за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН), нефти долгое время приходилось на тепловые технологии.

В настоящее время существуют два понятия, которые не редко подменяют друг друга, хотя принципиально отличаются между собой. Это методы увеличения производительности скважин и методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Первый комплекс технологий (Improved oil recovery - в США) в основном ориентирован на улучшение фильтрационной характеристики пластов и включает обработки прискважинной зоны пласта различными химическими реагентами, композитными составами, растворителями, кислотами – соляной, карбоновыми, термогазохимическим методом, ГРП, горизонтальные скважины (ГС) и др.

Вторая группа технологий, (Enhanced oil recovery – в США), включает методы воздействия на пласт в целом для увеличения составляющих конечной нефтеотдачи – коэффициента вытеснения нефти из продуктивных пластов рабочим агентом и коэффициентом охвата воздействием.

Таким образом, методы увеличения нефтеотдачи определяют величину извлекаемых запасов, а методы увеличения производительности – скорость их отбора из залежей.

Такие понятия приняты и в мировой практике, и в частности в США. При этом следует отметить, что некоторые технологии, относящиеся к группе методов увеличения производительности скважин, в определенной степени положительно влияют и на величину нефтеотдачи. Это касается ГРП и горизонтальных скважин. При реализации этих технологий за счет трещин и горизонтальных стволов может обеспечиваться гидродинамическая связь между ранее изолированными целиками нефти, не редко даже не регистрируемыми ГИС. В таких случаях ГРП и бурение ГС и БТО, естественно, способствует увеличению КИН.

В настоящее время единой общепринятой классификацией методов увеличения нефтеотдачи пока нет. Но основными крупными элементами такой классификации, т.е. группами методов, являются:

1. Физико-гидродинамические методы (нестационарное заводнение, барьерное заводнение, форсированный отбор жидкости);

2. Физико-химические методы (закачка водных растворов ПАВ, полимеров, серной и карбоновых кислот, щелочи, отходов нефтехимического производства и т.д.);

3. Газовые методы (закачка углеводородных газов, СО₂, азота, дымовых газов);

4. Тепловые методы (закачка теплоносителя, внутрипластовое горение: сухое, влажное, сверхвлажное, термощелочное заводнение);

5. Волновые методы (гидравлические и поверхностные вибраторы, иплозия, акустическое воздействие);

6. Микробиологическое воздействие (закачка в скважины штаммов специальных бактерий с питательной средой);

7. Электровоздействие;

8. Ядерная энергия (применение ядерных взрывов).

Таблица 1. Классификация методов увеличения нефтеотдачи по механизму воздействия.

Типы остаточной нефти в продуктивных пластах

Различают два типа остаточной нефти в заводненных пластах, образование которых обусловлено как составом флюидов, так и неоднородностью продуктивных пластов по фильтрационным свойствам.

Первый тип остаточной нефти.

Этот тип остаточной нефти формируется в застойных и недринируемых интервалах продуктивного пласта. Состав и свойства вытесненной и остаточной нефти практически одинаковы. Целики остаточной нефти образуются главным образом вследствие неоднородности пласта.

Анализ результатов промысловых и лабораторных исследований показывает, что если соотношение проницаемостей двух изолированных друг от друга пропластков является более 5, то низкопроницаемый слой практически не принимает воду. Поэтому для выявления таких зон необходимо располагать картами остаточной нефтенасыщенности, которые составляются либо по промысловым данным, либо рассчитываются в процессе гидродинамического моделирования.

Второй тип остаточной нефти.

Это нефть, сосредоточенная в промытых зонах пласта. Из-за высокой водонасыщенности пласта нефть является неподвижной. Эта нефтенасыщенность существенно зависит от фильности породы пласта.

В фильных коллекторах вода – это пленка на частицах породы и вода в мелких порах. Нефть же находится в крупных порах и является капиллярно защемленной. Типичным примером таких залежей являются месторождения Западно– Сибирского региона.

При вытеснении нефти из фильной породы реализуется механизм близкий к поршневому.

В гидрофобных породах вода, напротив, находится в крупных порах, а нефть – в мелких. Поэтому в залежах с гидрофобным коллектором безводный период является коротким, а водный – продолжительным. Это характерно для залежей Урало – Повольжья (Якушкинское, Ишимбайское и др.).

Карбонаты характеризуются промежуточной смачиваемостью.

Характер фильности породы коллектора можно установить по кривым остаточных фазовых проницаемостей. Для системы нефть – вода: если основание перпендикуляра, опущенного из точки пересечения кривых на ось водонасыщенности располагаются правые значения водонасыщенности 50 %, то эта порода является гидрофильной, левей – гидрофобной, а в области 50 % - с промежуточной смачиваемостью, т.е. карбонатная.

На структуру остаточной нефти влияет так же её качественный и количественный состав. Увеличение содержания полярных компонентов – асфальтенов, смол, нафтеновых кислот с одной стороны и уменьшение газового фактора и температуры приводят к увеличению степени гидрофобизации породы, увеличению количества пленочной нефти и усилению её структурно-механических свойств.

Формирование остаточной нефтенасыщенности, согласно результатам исследований Н.Н. Михайлова, завершается при установлении динамического равновесия между капиллярными и гидродинамическими силами, т.е. в случае равенства:

, (1)

где k_а – абсолютная проницаемость породы;

– относительная проницаемость для воды в системе нефть – вода;

L – длина образца;

–скорость фильтрации;

Ряд отечественных и зарубежных исследователей в качестве критерия выбора метода доизвлечения остаточной нефти пользуются безразмерным комплексом – капиллярным числом N_с:

, (2)

Где - поверхностное натяжение между флюидами.

В гидрофильных средах вытеснение нефти происходит при условии превышения гидродинамических и вязкостных сил над капиллярными . Поэтому эффективность вытеснения возрастает с увеличением вязкости вытесняющего агента, скорости вытеснения и уменьшения.

Накопленный отечественный опыт разработки нефтяных месторождений, большой объем экспериментальных исследований на керновом материале продуктивных пластов многих месторождений позволили получить ряд статистических зависимостей, связывающих фильтрационные свойства коллекторов с эффективностью вытеснения из них нефти водой и с величиной остаточной нефтенасыщенности.

Так, для месторождений Среднего Приобья остаточная нефтенасыщенность по результатам лабораторных исследований керна пластов разных групп описывается следующими зависимостями:

• Для пластов группы АС:

, [%], (3)

• Для пластов группы БС:

, [%], (4)

Получены также и уравнения регрессии для коэффициента вытеснения нефти водой по группам пластов:

• Для пластов группы А (42 месторождения):

, (5)

• Для пластов группы Б (78 пластов):

, (6)

где [k]=[мкм²].

Зависимость нефтеотдачи пластов от вязкости нефти для условий Татарии, полученная Р.Х.Муслимовым с соавторами имеет вид:

и

Осредненная по данным многих месторождений экспериментальная зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости коллекторов имеет вид, представленный на рис.1:

Рисунок 1. Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора

В сущности можно выделить две группы факторов, которые определяют величину

остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов:

1. Неуправляемые факторы;

2. Управляемые факторы.

К неуправляемым факторам относятся естественные геолого-физические характеристики нефтяной залежи, а именно:

• Тип коллектора и его фильтрационная характеристика;

• Литологический состав породы;

• Физические свойства коллектора; параметрические характеристики , удельная поверхность;

• Микронеоднородность пористой среды по размеру поровых каналов, определяющая коэффициент вытеснения нефти водой;

• Фильность породы;

• Физико-химические свойства пластовых флюидов;

• Макронеоднородность пластов (слойность, зональность, тектонические нарушения и т.д.);

• Фазовое состояние углеводородов;

• Термобарические условия продуктивного пласта;

• Угол наклона пласта;

• Соотношение размеров УНЗ и ВНЗ.

Знание указанных факторов необходимо на стадии прогноза показателей разработки, но еще более важно для обоснования технологий доизвлечения остаточной нефти.

К управляемым факторам относятся:

• Способ им схема воздействия на пласт;

• Размещение добывающих и нагнетательных скважин;

• Соотношение вязкости воды и нефти;

• Темпы обора жидкостей;

• Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин;

• Фильность породы;

• Способы регулирования процесса разработки;

• Искусственно создаваемая трещинность пласта.

Физико-гидродинамические методы

По технологии осуществления и степени воздействия гидродинамических МУН классифицируют на две группы:

Группа 1. К этой группе относятся простые технологии реализации и более слабые по эффективности методы. Это методы нестационарного заводнения, без изменения системы разработки. С участием как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Группа 2. К этой группе относятся методы, предусматривающие изменение системы разработки и размещения скважин с целью вовлечения в эксплуатацию ранее недренируемых и слабодренируемых запасов нефти.

Рассмотрим первую группу методов.

При реализации нестационарного (циклического) заводнения предусматривается самостоятельная программа работы:

• по нагнетательным скважинам:

• повышение давления нагнетания;

• циклический режим работы (увеличение, уменьшение, прекращение закачки в периодическим режиме);

• перераспределение расходов закачиваемой воды по группам скважин с целью изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП);

• избирательная закачка воды в низкопроницаемые разности пластов;

• одновременно раздельная закачка воды в разные пласты;

• воздействие на ПЗП (ГРП, волновые воздействия, гидроимпульсное воздействие, поинтервальный СКО и т.д.).

• по добывающим скважинам:

• изменения темпов отбора пластовой жидкости, как по отдельным скважинам, так и по группам скважин;

• форсированный отбор пластовой жидкости;

• циклическая работа, как отдельных скважин, так и групп (пуск, временная остановка отдельных скважин);

• одновременно – раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах разработки;

• оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлением.

• изоляционные работы;

• системная обработка ПЗП (ГРП, дострел, перестрел, волновое и акустическое воздействие и др.).

Вторая группа методов включает:

• организация очагового заводнения;

• перевод скважин с одного объекта на другой;

• организация барьерного заводнения.

К объектам гидродинамического воздействия относятся части пласта, отделенные от других частей естественными (литологическим, тектоническим и т.д.), или искусственными границами (блоки блоковой системы заводнения, линзы), самостоятельные участки, подгазовые и ВНЗ отделенные от чистонефтянных и чистогазовых рядами нагнетательных скважин.

Рассмотрим механизм циклического заводнения. Метод циклического заводнения был предложен М.Л. Сургучевым и В.А. Бочаровым.

Технологическими параметрами процесса циклического заводнения являются:

1. Относительная амплитуда колебаний расхода нагнетательной воды – b

(1)

где Q_i3 – min или max уровни закачки в зависимости от фазы ЦЗ,

Q₀₃ – средний темп нагнетания,

i – номер цикла ЦЗ (i =1,2,...,n).

Видно, что для b=1 расход закачиваемой воды следует увеличивать в 2 раза, а в период паузы – прекращать закачку воды. Обычно b=0,6 – 1,0.

2. Относительное время начала ЦЗ - t_*

Метод ЦЗ начинают применять обычно уже на III стадии разработки месторождения (спустя примерно 10 лет после ввода месторождения в разработку). Для получения максимального эффекта ЦЗ следует начинать в начальной стадии разработки месторождения. На поздней стадии эффект от ЦЗ практически отсутствует.

(2)

Где t_* и t_пр – длительность эксплуатации объекта при заводнении и до момента прорыва воды при обычном заводнении по слою с проницаемостью K_i.

3. Коэффициент удержания воды - b

(3)

Где V₁ – объем воды, вошедший в малопроницаемый пласт в полуцикле повышения давления,

V₂ – объем воды, вышедшей из малопроницаемого пласта в полуцикле понижения давления.

Обычно b =0,7 – 0,8.

4. Проницаемость пласта

5. Степень гидравлической изолированности слоев – y

ЦЗ является эффективным при y > 0,4 – 0,5.

6. Нефтенасыщенность пласта - S_н

Исходные уравнения фильтрации при ЦЗ для двухслойного пласта имеют вид:

(4)

Где h_i – толщина i-го слоя (i=1,2);

s_i – текущая водонасыщенность;

С_в, С_н – коэффициент объемной упругости воды и нефти;

t – продолжительность цикла;

P_i – давление жидкости в i – м слое.

При построении модели двухслойного пласта определяют величину математического ожидания для всей имеющейся выборки значений проницаемости.

(5)

Затем выборку разбивают на два слоя. К первому слою относят разности с проницаемостью выше К_ср, а ко второму – ниже К_ср. Для каждого слоя определяют среднее значение проницаемости, соответственно К_1ср и К_2ср, причем К_1ср> К_2ср. Толщины каждого слоя равны h₁ и h₂. В результате находим

Относительные толщины слоев будут равны:

Причем

Если h₁=h₂, то К₁+К₂=2

Мерой неоднородности является выражение

(6)

1. Нагнетание воды

2. Перераспределение давления, в результате вода во 2м цикле внедряется в низкопроницаемый слой, работает закон капиллярного вытеснения. Вода внедряется до того, как Р выравняется, как выравнялось – нагнетание возобновляется. Цикл повторяется.

Критерием нестационарного процесса ЦЗ является относительная частота циклов

(7)

Где w = 2 – относительная частота циклов;

w_р – рабочая абсолютная частота колебаний расхода;

- коэффициент пьезопроводности, b* =mC;

l – расстояние от линии нагнетания до линии отбора;

с – коэффициент упругости породы и жидкости.

Относительная частота смены циклов w =2 обеспечивает завершение распределения пластового давления и достижения максимальных перетоков жидкости по длине пласта.

Тогда длительность полуцикла будет равна:

(8)

(9)

Анализ формулы (9) показывает, что чем меньше пьезопроводность пласта, т.е. чем хуже упругая характеристика породы, тем большей должна быть рабочая частота циклов.

Расчетная диаграмма длительности полуциклов ЦЗ в зависимости от расстояния между линиями нагнетания и отбора l и пьезопроводность коллектора æ показана на рис. 1.

Расчетная дополнительная добыча нефти от ЦЗ в зависимости от относительного времени начала процесса. Видно, что чем позже начинается ЦЗ, тем меньше прирост в добыче нефти. Положительным фактором является неоднородность пластов. В более неоднородном пласте прирост дебита выше (рис. 3.) Чем выше мера неоднор-ти, тем прирост дебита больше (но незначит)

Рисунок 1. Диаграмма определения длительности полуциклов ЦЗ

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов

Тепловые методы извлечения нефти из продуктивных пластов в настоящее время рассматриваются как одно из важнейших направлений разработки нефтяных месторождений со средней и высокой вязкостью нефти. Это обусловлено современным состоянием классификации запасов нефти, так и огромным количеством открытых и пока еще не разрабатываемых залежей высоковязких нефтей и битумов. По нашим оценкам в мире открыто таких запасов в количестве около 1 трилл.т. Они находятся в основном (более 50 %) в Канаде, Венесуэлле, США и России.

Сущность теплового воздействия на пласт с целью добычи нефти состоит с одной стороны во введении (создании) и переносе тепловой энергии по пласту, а с другой – в отборе нефти из пласта. Таким образом, здесь соприкасаются две области науки – термодинамика и подземная гидравлика.

Используемый источник пластовой энергии, способ подвода тепла к пласту и характер применяемого теплоносителя существенно влияют на технологию тепловой обработки залежи.

Принципиально существует два основных направления данной технологии:первое – закачка в пласт теплоносителя, получаемого на поверхности – это закачка горячей воды, пара и парогаза. (рисунок 1) Генератором тепла являются водогрейная установка и парогенераторы (рисунок 2); второе – генерация тепла в пласте за счет окисления нефти кислородом закачиваемого воздуха – метод внутрипластового горения.

Рисунок 1. Вытеснение нефти паром и горячей водой.

Третьим развивающимся направлением является применение термохимических технологий – воздействие на нефтесодержащий пласт теплом и химическими реагентами.

Основой тепловых методов составляют следующие эффекты, определяющие механизм нефтеотдачи:

• резкое снижение вязкости нефти при увеличении температуры;

• изменение структурно-механических свойств фильтрующихся жидкостей;

• уменьшение поверхностного натяжения на границе фаз и снижение толщины граничного слоя;

• изменение смачиваемости и водонасыщенности;

• увеличение коэффициентов вытеснения нефти и охвата пласта воздействием.

Рисунок 2. Парогенераторы

Преимущества и недостатки тепловых методов.

К преимуществам тепловых технологий следует отнести:

• вовлечение в разработку залежей, которые не могут быть эффективно выработаны традиционными методами. Это основное преимущество метода;

• повышение нефтеотдачи пластов, в том числе и обводнившихся;

• возможность применения, как для терригенных, так и карбонатных пластов.

Недостатками тепловых технологий являются:

• требуются дополнительные звтраты на добычу нефти по сравнению с традиционными технологиями нефтеизвлечения. Так при закачке пара на производство 12 тонн пара необходимо израсходовать (сжечь) 1 тонну нефти;

• неполное использование введенного в пласт и генерированного в нем тепла;

• значительные (20 % и более) потери тепла за счет теплопроводности горных пород. Причем с уменьшением скорости ввода тепла теплопотери увеличиваются;

• возможность применения при существующих технических возможностях до глубины порядка 1500 м.

Эффективность тепловых технологий зависит, как от природных, так и технологических факторов.

К природным факторам относится правильный выбор объектов для осуществления технологии.

Технологические факторы включают:

• темп закачки теплоносителя, с увеличением темпа ввода теплоносителя в пласт нефтеотдача пласта увеличивается;

• применение тепловых оторочек. Проблема состоит в обосновании оптимального размера оторочки, который обеспечит экономически выгодные условия процесса нефтеизвлечения;

• исключение потерь тепла в окружающие горные породы.

Остановимся на вышеуказанных технологиях более подробно.

Как говорилось выше теплоносителем могут быть горячая вода, пар и парогаз.

Механизм нефтеотдачи при закачке теплоносителя гораздо сложнее, чем при традиционном методе заводнения. Это обусловлено проявлением следующих физических явлений:

1. Существенное снижение вязкости пластовой нефти при увеличении температуры;

2. Увеличение объема нефти в пласте за счет термического расширения;

3. Увеличение проницаемости коллекторов за счет обратного растворения в нефти отложений парафина и смол;

4. Увеличение охвата пласта воздействием за счет процесса теплопередачи;

5. Увеличение дебитов скважин по нефти;

6. Предотвращение охлаждения прискважинной зоны пласта в случае заводнения холодной водой залежей высокопарафинистой нефти.

Метод закачки горячей воды был предложен еще в 1950-х годах, негнетание в пласт горячей воды для увеличения нефтеотдачи характеризуется незначительными объемами внедрения и в основном на неглубоких залежах нефти.

Распределение температуры и водонасыщенности в пласте при закачке горячей воды показано на рис 3:

Рисунок 3. Распределение температуры и водонасыщенности в пласте при закачке горячей воды.

При закачке горячей воды в пласте выделяется две температурные зоны: с температурой выше начальной пластовой температуры (зона 1) и с температурой, равной начальной пластовой (зона 2).

Водонасыщенность первой зоны является функцией температуры - . Технологический эффект определяется площадью между кривой и кривой насыщенности пласта по Бакли-Леверетту - . Во второй зоне происходит в соответствии с теорией непоршневого вытеснения нефти водой.

Нефтеотдачу пласта можно оценить по следующему соотношению:

- средняя водонасыщенность пласта, доли ед.;

- средняя пообъему температура в пласте, ⁰С.

Последовательность расчета нефтеотдачи является следующей:

1. Строится зависимость распределения водонасыщенности по координате x, т.е. по формуле:

где ;

S – водонасыщенность;

т.к.

- функция отношения вязкостей воды и нефти от температуры во времени.

2. Задаваясь величиной водонасыщенности S, определяют ее местоположение на оси X для различных моментов времени t и строят зависимость .

3. Зная начальное и текущее распределение водонасыщенности, определяют количество вытесненной из пласта нефти и нефтеотдачу при закачке горячей воды.

При закачке воды с температурой, равной пластовой нефтеотдача пласта составит:

Технология закачки пара (рисунок 4) применяется для залежей нефти вязкостью более 10-12 мПа с начала 1950-х годов. Рабочим агентом является пар, получаемый с помощью поверхностных парогенераторов.

Рисунок 3. Нагнетание пара

Энтальпия (теплосодержание) двухфазной пароводяной смеси равна:

где ;

x – степень сухости пара; - энтальпия воды и пара соответственно; L – скрытая теплота парообразования.

Степень сухости пара на забое в зависимости от степени пара на устье можно определить по формуле:

где ;

- скрытая теплота парообразования, кДж/кг;

H – глубина скважины, м;

t – время.

Характер зависимости энтальпии водяного пара в фунуции давления и степени сухости показана на рис. 5:

Рисунок 5. Характер зависимости энтальпии водяного пара от давления и степени сухости.

Из представленных данных видно, что:

• в интервале давлений от 10 до70 бар при x=1 энтальпия водяного пара практически неизменна и составляет около 665 ккал/кг с точностью до 1%;

• энтальпия смеси для x=0.8 постоянна при давлениях от 25 до 100 бар и составляет 585 ккал/кг;

• увеличенные теплосодержания смеси с возрастанием давления не очень существенно и не оправдывает риска на повышение термонапряженности конструкции парогенератора.

Закачка пара в пласты осуществляется по различным технологиям:

• непрерывная закачка пара;

• создание в пласте оторочки пара и продвижение ее по пласту водой;

• циклические паротепловые обработки ПЗП добывающих скважин;

• закачка пара с добавкой растворителя и химических реагентов.

Определить фазовое состояние теплоносителя на забое нагнетательной скважины, можно по формуле Руша:

, [⁰С]

Если фактическая , то на забое скважины находится горячая вода, а не пар.

Условия применения паротеплового воздействия на пласты.

Механизм нефтеотдачи при паротепловом воздействии (ПТВ) достаточно сложный и зависит от применяемой технологической схемы. Ограничительным фактором является глубина залегания продуктивного пласта, так как из-за теплопотерь в окружающие породы на забой скважины будет поступать вода с температурой ниже пластовой.

Условия применения ПТВ вырабатывались на основании опыта как отечественного, так и зарубежного и, в первую очередь, США. Рассмотрим основные общепризнанные критерии применения ПТВ.

1. Глубина залегания пласта.

Диапазон предельных глубин составляет 1000-1200 м.

Дальнейшее увеличение глубины приводит к необходимости создания теплоэнергитического оборудования высокого давления. Глубина 1500 м по-видимому, является предельной для существующей схемы доставки: парогенератор- паропровод – НКТ - пласт.

2. Толщина пласта.

При небольших (около 5 м) толщинах охват пласта ПТВ является максимальным, а потери тепла в кровлю и подошву являются наибольшими.

Из-за непроизводительных потерь тепла эффективность процесса снижается. С увеличением толщины пласта потери тепла в кровлю и подошву уменьшаются, и введенное тепло используется в основном внутри пласта.

В США закачка пара осуществляется при толщинах пласта 15-75 м.

3. Плотность сетки скважин.

Это один из основных технологических параметров, определяющий все технико-экономические показатели разработки. С ростом глубины залегания пласта плотность сетки скважин смещается в сторону уплотнения. Обычно технология осуществляется по площадной системе (5 и 7-ми точечная) при площади элементов 2-45 га и расстоянии между скважинами 20-90 м.

4. Свойства пластовой нефти.

Технология ПТВ эффективна при плотности нефти в пластовых условиях более 880 кг/м³ (до 950-970 кг/м³) и вязкости до 1500 мПа*с.

5. Свойства коллектора.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что технология ПТВ пригодна для применения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах. Однако в сложнопостроенных карбонатных пластах ее применение ограничено вследствии наличия трещин.

Диапазон проницаемости коллектора по реализованным проектам составляет (0.2-1.5)10^-12м², а начальной нефтенасыщенности – 0.6-0.75.

Пористость объектов определяет объем жидкости в пласте и, следовательно, объем порового пространства, который должен прогреваться. Для терригенных коллекторов она составляет - 18-39 %, для карбонатных – до 12 %.

6. Особенности геологического строения залежи.

Изолированность залежи предотвращает распространение теплоносителя в другие зоны.

7. Пластовое давление.

По возможности оно должно быть большим, но хорошие результаты были получены и при 7-8 МПа.

Наличие режима растворенного газа является благоприяным фактором при ПТВ.

8. Эффективность вытеснения нефти превышает 0,8, а КИН – 0,6-0,7.

В последнее время довольно известна становится технология гравитационного дренажа SAGD, рис. 6.

Рисунок 6.

Суть данной технологии заключается в бурении двух параллельных горизонтальных скважин на расстоянии 5 м или менее, которые располагаются вертикально одна над другой, рис. 7.

Рисунок 7.

Рисунок 8. Добывающая скважина SAGD

Рисунок 9. Нагнетательная скважина SAGD.

Оптимальные условия для применения данной технологии:

• Мощность песка: от 20 до 40 метров;

• Пористость: между 33% и 34%;

• Насыщение нефтью: между 80% и 90%;

• Хорошая вертикальная проницаемость.

Методы повышения эффективности технологии SAGD

• Использование наблюдательных скважин;

• Сейсмика в формате 3D и 4D.

Преимущества SAGD являются следующие аспекты:

• При правильных условиях может обеспечивать добычу на уровне 50% или более от начальных геологических запасов;

• Процесс непрерывной добычи.

Недостатки SAGD:

• Необходимо наличие чистых непрерывных песков для достижения высокого уровня добычи.

Циклическое паротепловое воздействие на пласт

Циклическое воздействие на продуктивные пласты паром проводится в добывающих скважинах на залежах высокой вязкости нефти. При этом существует ряд технологий: обычные паротепловые обработки скважин (ПТОС), показанные на рисунке 1; термоциклическое воздействие, блоко-циклическое воздействие (с изменением направления движения пара) и др.

Рисунок 1. Паро-циклические обработки скважины Cyclic Steam Stimulation (CSS).

Технология ПТОС заключается в проведении следующих операций:

• Пар нагнетается в добывающую скважину в течение нескольких недель;

• После окончания закачки пара скважина переводится в режим добычи. Нагретая нефть откачивается насосами на поверхность;

• Цикл повторяется всякий раз, когда уровень добычи падает;

• На старых месторождениях один цикл может проводиться в течение > 24 месяцев.

На основании отечественного и мирового опыта экономически целесообразными являются 5-6 циклов.

Преимущества CSS:

• Требуется 1 ствол скважины, что сокращает капитальные вложения;

• Подходит для более тонких переслаивающихся пластов, которые не подходят для использования технологии SAGD;

• Часто используется при кустовом бурении.

Недостатки CSS:

• Более низкие уровни добычи по сравнению с технологией SAGD;

• Прерывистый режим добычи.

Технологический процесс при ПТОС показан на рис. 2:

Рисунок 2. Схема технологического процесса при паротепловых обработках добывающих скважин.

Критериями применения ПТОС являются:

• плотность сетки скважин – до 2 га/скв;

• толщина пласта – более 10 м;

• нефтесодержание коллектора – более 0.5;

• вязкость нефти – более 30 мПас.5).

Блочно-циклическое воздействие осуществляется по следующей схеме.

Месторождения разбивается на блоки. Закачка пара осуществляется в скважины, расположение в шахматном порядке. При этом предусматривается:

• закачка пара в паронагнетательные скважины;

• закрытие скважины для завершения процесса капиллярной пропитки низкопроницаемых разностейпласта;

• изменение направления движения пара за счет перевода паронагнетательных скважин в добывающие и наоборот;

• регулирование работы скважин.

Схема распределения температуры в линейном пласте при закачке пара показана на рис.3:

Рисунок 3. Распределение температуры в пласте при закачке пара.

Рисунок 4. Распределение температуры в пласте при закачке пара

Внутрипластовое горение

Метод внутрипластового горения для извлечения тяжелых высоковязких нефтей связывают с идеей Д.И.Менделеева о подземной газификации углей, высказанной в 1888 году.

Государственного исследовательского нефтяного института (ГИНИ) было установлено, что:

1. Нефтенасыщенный пласт песчаника можно поджечь;

2. Процесс окисления нефти можно поддерживать путем закачки воздуха;

3. Зону горения можно перемещать по пласту;

4. Пласт, подверженный горению полностью отдает нефть.

Первые попытки осуществить процесс внутрипластового горения были предприняты в 1934 году сотрудниками ГИНИ А.Б.Шейнманом и К.К.Дубровай на Нефтяно-Ширванском месторождении Краснодарского края по рекомендации И.М.Губкина.

Месторождение было открыто в 1909 году. Глубина залегания продуктивного горизонта «Е» составляла 75-80 м. Коллектор был представлен песками и имел толщину 12-19,5 м. Начальные дебиты были высокие. Скважины работали фонтанным способом. Плотность нефти равнялась 847 кг/м³. Всего было пробурено 124 скважин. К 1926 году месторождение истощилось.

Для проведения опытных работ был выбран участок площадью 4 га, на котором находилось 2 скважины.

Затем пробурили еще 3 скв., глубиной 100 м: нагнетательную и две на расстоянии 6 и 21 м от нее к востоку по прямой линии. С целью проведения пробного испытания на площади участка пробурили 5 скв. глубиной 5-6 м на пласт ”Ширванские колодцы”, толщиной около 15 м. Так как пробные испытания прошли успешно, то затем перешли на более объект – горизонт Е.

Схема опытного участка показана на рис. 1:

Рисунок 1. Схема опытного участка по испытанию процесса внутрипластового горения на Нефтяно-Ширванском месторождении (горизонт Е).

Все три новые скважины до начала процесса были “сухие”.

Техническое обеспечение работ включало компрессорную станцию с тремя компрессорами производительностью 7190 м³/сут каждый, вакуум – станцию (2 вакуум- насоса).

Согласно технологии, сообщаемость между нагнетательной скважиной №1 и добывающей №3 установилась путем закачки воздуха в нагнетательную скважину и отсоса из двух других (№2 и №3).

Для зажигания пласта после достижения сообщаемости между скважинами использовали три технологии:

• зажигание древесным углем (угольные брикеты в количестве 60-70 кг и закачке воздуха с расходом 550-600 м³/час);

• углем с подачей жидкого топлива;

• нагретыми до 250-300 ⁰С газами из устьевой топки.

В начале окислительного процесса судили по росту устьевого давления в нагнетательной скважине и снижении концентрации кислорода в газе из скв.№2.

В результате в скв.№3 был получен столб нефти высотой 4 м, который восстанавливался после оттартывания. Из скв.№2 и №3 был получен газ и дистилляты. В 1 м³ газа содержалось от 200 до 230 г бензина.

Процесс ВГ на опытном участке был остановлен из-за ограниченных технических возможностей.

Результаты этого промыслового эксперимента оцениваются как крупное научно-техническое достижение и первый в мире практический опыт осуществления технологии внутрипластового горения несмотря на то, что в полной мере задачи эксперимента решить не удалось.

Главный результат работ состоял в том, что процесс внутрипластового горения возможен и технически осуществим в залежах тяжелой нефти.

Горение - это процесс окисления. В пласте происходит беспламенное горение. Скорость реакции окисления нефти кислородом воздуха W описывается законом Аррениуса (1889г.):

, (1)

где W – скорость реакции окисления, ;

А₀ – предэкспоненциальный множитель, ;

P₀₂ – парциальное давление кислорода;

n – показатель степени, доли ед.;

E – энергия активации, [кДж/кг];

R – универсальная газовая постоянная, равная 8.31441 ;

T- температура, К;

f – степень окисленности нефти, доли ед;

k- коэффициент, учитывающий влияние степени окисленности нефти.

При этом следует иметь в виду, что топливом при ВГ является кокс, т.к. остальные компоненты нефти переходят в газообразную фазу и уносятся газами горения.

Стехиометрическое уравнение горения по Бенхаму и Поэттману имеет вид:

, (2)

где в продуктах горения;

- отношение числа атомов водорода к числу атомов углерода;

Из уравнения следует, что для сгорания 1 кг кокса требуется кг/молей О₂.

, (3)

где (12+n) – молярная масса группы СН_n;

- стехиометрический коэффициент

Количество воздуха в стандартных условиях, требуемое для выжигания 1 м³ породы, содержащей q_т кг кокса, равно:

, (4)

где a₁ – содержание кислорода в воздухе;

a₂ - степень использования кислорода;

R_воз – удельный расход воздуха.

В большинстве случаев при сухом ВТ R_воз=300-500 м³/кг, а .

По результатам экспериментальных исследований концентрация кокса в нефти увеличивается с ростом плотности и имеет зависимость, характер который показан на рис.2:

Рисунок 2. Концентрация топлива в нефти.

Область, где происходит непосредственно окислительная реакция по размерам является, небольшой и по фактическим замерам в процессе опытно-промышленных работ на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае составляет около 0.5 м. Эту зону считалось «фронтом горения». Минимальная скорость «фронта горения» для поддержания окислительной реакции должна быть более 0.02-0.05 м/сут.

Существует несколько технологий реализации внутрипластового горения. Во-первых, ВГ бывает прямоточным, когда векторы перемещения фронта горения и закачиваемого воздуха совпадают, и противоточным, когда указанные векторы направлены в противоположные стороны. Во-вторых, ВГ может реализоваться как сухое (закачивается в пласт только воздух), влажное (вместе с воздухом в пласт закачивают воду в количестве 1-3 л/м³ – этот показатель называется водовоздушным отношением) и сверхвлажное (вместе с воздухом закачивается вода в количестве более 3 л/м³).

Рисунок 3. Распределение температуры в пласте при сухом внутрипластовом горении.

Рисунок 4. Распределение температуры в пласте при влажном внутрипластовом горении.

1 – выгоревшая зона, 2 – зона фронта горения, 3 – зона коксообразования, 4 – высокотемпературная пароводяная зона, 5 – зона конденсации легких УВ, 6 – зона конденсации воды, 7 – область фильтрации газообразных продуктов горения при начальной пластовой температуре.

При сухом внутрипластовом горении в нагнетательную скважину закачивается только воздух. В пласте за фронтом горения остается большое количество генерированного тепла, на производство которого затрачено определенное количество окислителя и которое не используется для реализации технологии. Изменение температуры в пласте при сухом ВГ показано на рис.4.

Скорость перемещения фронта горения в прямолинейном пласте равна:

, (5)

где - расход воздуха, b – ширина пласта, h – толщина пласта.

Положение фронта в любой момент времени t находится из выражения:

, (6)

Для радиального пласта радиус фронта горения составит:

, (7)

Скорость фронта тепловой конвекции равна:

, (8)

Если воздух считать идеальным газом, то

, (9)

где - плотность воздуха при стандартных пластовых условиях соответственно.

Так как произведение мало, то им можно пренебречь. Тогда соотношение скоростей будет равно:

(10)

Оценим численно это соотношение, приняв , пористость m=0.2, , . В результате получаем, что скорость фронта горения превышает скорость фронта тепловой конвекции в 6.7 раз. Это подтверждает вывод о том, что за фронтом горения остается большое количество тепла.

По результатам работ на месторождении Павлова Гора затраты на закачку воздуха составили около 30 % всех расходов на осуществление технологии. Поэтому ускорение конвективного переноса тепла в область фронта горения существенно улучшает показатели процесса. Это достигается закачкой воды вместе с окислителем. Доля воды в закачиваемом воздухе называется водовоздушным отношением (), а сама технология – влажным ВГ. Эффект от закачки воды с окислителем заключается в увеличении теплоемкости окислителя. Распределение температуры в пласте при ВВГ показано на рис.13. Для ВВГ водовоздушное отношение составляет 1-3 л/м³.

По аналогии с технологией сухого горения для ВВГ будем иметь:

(11)

Оценим численно соотношение скоростей фронта горения и фронта тепловой конвекции при следующих исходных данных:

, , S=0.8;,,.

В результате получаем:

• для =1,

• для =2,

• для =3,

Следовательно, при , фронт тепловой конвекции опережает фронт горения.

С увеличением водовоздушного отношения, область, где происходит окислительная реакция, расширяется и ВВГ переходит в сверхвлажное горение. При высоких значениях (10^-2 м³/м³ и более) кокс не сможет выгореть полностью, что приводит к снижению температуры в зоне окислительной реакции и прекращению горения.

На современном этапе развития нефтяной промышленности, роль метода внутрипластового горения при разработке месторождений существенно снизилась. Отечественный опыт применения метода ВГ связан с работами на месторождениях Арланском, Павлова Гора, Русском, Ромашкинском, а также в Азербайджане (Хоросаны), в Казахстане. Велик и зарубежный опыт (Япония, Нидерланды, США, Канада, Индия и др.) В настоящее время известно только 7 проектов ВГ: 5 в Индии и 2 в США.

Основными положительными соторонами при внутрипластовом горении являются:

• Высокий КИН до 50 %;

• Самогенерация тепла в пласте.

Однако есть и отрицательные стороны:

• Трудности контроля и управления процессом;

• Вязкость <2000;

• Проницаемость > 100 мД;

• Сложности при наличии газовой шапки;

• Чувствительность к неоднородности пласта;

• Глубина >100 м;

• Нефтенасыщенность > 50%.

В последнее время известная технология внутрипластового горения THAI (Toe-to-Heel Air Injection), показанная на рисунке 5. Основными особенностями данной технологии являются:

• Сочетание вертикальной воздухо-нагнетательной скважины с длинной горизонтальной добывающей скважиной;

• Пар нагнетается в течение порядка 3-х месяцев, затем проводится закачка воздуха, который вызывает горение или воспламенение (продвижение из расчёта 25 cм в сутки);

• Нагрев в пределах от 400 до 600ºC вызывает спекание и термический крекинг или облагораживание нефти.

Рисунок 5. Технология внутрипластового горения THAI.

Преимуществами технологии THAI являются следующие аспекты:

• Применяется на тонких пластах (>10 м,) когда применение технологии SAGD не эффективно;

• Газ в верхней части и вода в нижней части более не являются определяющими факторами;

• Тонкие глинистые линзы более уже не являются препятствием, поскольку полученная высокая температура способна преодолеть глину в отличие от технологии SAGD, где глина выступает в роли барьера

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Запишем формулу А.П. Крылова для нефтеодачи:

, (1)

где: - коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом,

- охват пласта по объему процессом вытеснения,

- коэффициент сетки, учитывающий дискретное расположение скважин на площади.

Таким образом, имеется возможность повысить нефтеотдачу пласта за счет увеличения коэффициентов вытеснения и охвата. Это может быть достигнуто за счет вытеснения глобул нефти в тупиковых зонах, в целиках, обойденных фронтом вытеснения, снижения вязкости нефти, уменьшения капиллярного давления и соотношения вязкостей.

Эта задача может быть решена с помощью физико-химических методов увеличения нефтеотдачи при использовании активных примесей (АП):

• ПАВ,

• загустителей воды – полимеры,

• двуокиси углерода,

• мицеллярно-полимерного воздействия.

В конечном итоге достигается снижение остаточной нефтенасыщенности пласта.

Физико-химические методы объединены единой идеей и описываются в рамках единого математического подхода.

Эффект от методов складывается из следующих элементов:

• уменьшение поверхностного натяжения на границе фаз;

• изменение краевого угла смачивания;

• изменение вязкостных характеристик течения.

Метод применения мицеллярных растворов предназначен для использования на залежах малой и средней вязкости и плотности нефти в пластовых условиях, в коллекторах с высокой проницаемостью и нефтенасыщенностью более 0,3.

Мицеллярные растворы – это вещества с очень низкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и водой. Их можно также использовать и как вторичный, и как третичный метод после заводнения.

Мицеллярный раствор состоит из смеси углеводорода, воды, ПАВ, электролита и содетергента (стабилизатора раствора). Используемые в МЦР ПАВ, в отличие от обычных, имеют две особенности: поверхностную активность и способность образовывать мицеллы. В наибольшей степени образованию МЦР способствуют ПАВ – стабилизаторы эмульсий и пен. Эти ПАВ называются мицеллообразующими или коллоидными.

При увеличении концентрации таких ПАВ в растворителе (воде или углеводородах) достигается предел истинной, т.е. молекулярной растворимости. Если обычные вещества после достижения предельной концентрации выделяются в виде отдельной микрофазы (жидкости или осадка), то мицеллообразующие ПАВ в растворителе образуют ассоциаты-мицеллы – термодинамически стабильные системы – микроэмульсии. Вместе с тем система обладает свойствами истинного раствора, т.е. имеет оптическую проницаемость и устойчивость к осадконакоплению. Технология (рисунок 1) предполагает использование оторочки МЦР, продвигаемой по пласту буфером подвижности (полимерные растворы) и водой.

Рисунок 1.

На рис.2 показана гипотетическая диаграмма состояния ПАВ – растворитель в зависимости от температуры. Критическая концентрация мицеллообразования – это точка КРАФТА, линии 1, 2, 3 – линии фазовых переходов.

Рисунок 2. Гипотетическая диаграмма состояния системы ПАВ – растворитель.

1 – линия молекулярной растворимости, 2 – граница между МЦР и молекулярным раствором (МКР), 3 – граница раздела состояний макрофаза ПАВ-МЦР, ККМ – критическая концентрация мицеллообразования – точка Крафта.

Схема вытеснения нефти МЦР показана на рис. 3:

Рисунок 3. Схема вытеснения нефти МЦР

1 – исходное состояние нефте – и водонасыщенности, 2 – нефтяной вал, 3 – водяной вал, 4 – оторочка МЦР, 5 – буфер подвижности, 6 – вода.

Видно, что в пласте образуются несколько зон, в том числе валы нефти и воды. Для увеличения охвата пласта процессом вытеснения вслед за оторочкой МЦР закачивается буфер подвижности – обычно полимерные растворы. Такая технология называется мицеллярно-полимерным заводнением.

Условием устойчивости процесса вытеснения является соотношение:

(2)

Главной особенностью МЦР является их способность к самобилизации, т.е. самопроизвольному растворению веществ в обычных условиях не растворимых в данном растворителе (нефть растворяется в смеси ПАВ+вода).

Эффективная вязкость МЦР больше, чем отдельных его составляющих.

Мицелла (уменьшительное от латинского mica – крошка, крупинка) – отдельная частица дисперсной фазы золя, т.е. высокодисперсной коллоидной системы с жидкой дисперсной средой.

Мицелла в целом электронейтральна. Она состоит из ядра и поверхностного слоя. У поверхности ядра расположены ионы адсорбционного слоя. В него входят все ионы одного знака и часть ионов другого (противоионы). Остальные противоионы образуют диффузионный слой, окружающий мицеллу в виде ионного облака.

Диффузионный слой препятствует сближению и агрегатированию (сцеплению) частиц в процессе броуновского движения.

Если обозначить молекулу мицеллообразующего вещества в виде волнистой линии (гидрофобный радикал) с кружочком на конце (гидрофильный радикал), то простейшие структурные типы мицелл можно представить следующими схемами (рис. 4.):

Рисунок 4. Структурные схемы мицелл

1 – сферические мицеллы, 2 – цепочка мицелл.

Системы характеризуются критической концентрацией мицеллообразования. При высоких концентрациях сферические мицеллы (1, 3) превращаются в цепочки (2, 4) при разбавлении обратимо распадаются на составные части.

По результатам лабораторных исследований Д.П. Забродина для осуществления технологии размер оторочки МЦР должен составлять более 5 %, что обеспечивает коэффициент вытеснения нефти водой 100%.

Отрицательными моментами являются:

• присутствие солей в пластовой воде и в породе, которая снижает вязкость МЦР;

• использование дорогостоящих веществ для приготовления МЦР;

• высокие требования к качеству воды – используется только пресная вода, попутная не годится;

• раствор устойчив при концентрации NaCl -5-15 г/л;

• требуется достаточно высокая плотность сетки скважин – 0,5-2 га/СКВ.

Для приготовления МЦР на скважине используется концентрат.

При закачке МЦР в гидрофильные коллекторы сначала идет вал нефти, а следом вал воды – оторочка МЦР довытесняет нефть, оставшуюся после заводнения.

Существует 4 основных типа МЦР:

• Тип I – неравновесный раствор с высокой концентрацией ПАВ, растворим в воде и нефти;

• Тип II – уравновешен с нефтью, растворим только в воде (поверхностное натяжение на границе с нефтью - 0,1 -0,001 мН/м, с внешней водяной фазой – 0);

• Тип III – уравновешенный с водой и растворим только в нефти с внешней углеводородной фазой;

• Тип IV – уравновешенный с водой и нефтью, не растворим ни в воде, ни в нефти. Характеризуется очень низким поверхностным натяжением.

Растворы с внешней углеводородной фазой содержат до 40 % углеводорода, более 5 % ПАВ; с внешней водной фазой – содержание воды может достигать от 40 до 95 %, углеводородов – 2 -50 %.

Газовые методы

Первые работы, связанные с применением газообразных агентов для извлечения нефти из пластов появились в 1948-1949 гг. (М.А. Каменщиков, В.М. Фокеев, И.Н. Стрижов). Предлагался метод циркуляции газа высокого давления в истощенных пластах. В основе метода лежит процесс испарения компонентов нефти в закачиваемый газ (т.е. перевод нефти в газовое состояние).

Для реализации метода требовалось создание давления порядка 70 МПа. По сути – это сайклинг – процесс.

Промышленные испытания данного метода, с использованием СО2, были проведены в США в Техасе (метод САКРОК).

В последующие годы интерес к газовым методам стал увеличиваться. В качестве рабочих агентов использовали сначала углеводородные газы (сухой газ, обогащенный промежуточными компонентами С2 – С4 газ) а затем, когда природный газ стал товаром, стали применять азот, двуокись углерода, дымовые газы, в которых содержался СО2.

Рассмотрим некоторые технологии.

1. Вытеснение нефти сухим газом – метаном.

Первые работы в промышленных масштабах начали осуществлять в США на месторождении БЛОК -31 в Техасе (округ Керн), на месторождении Хасси – Мессауд в Алжире, в б. СССР на месторождении Долина (перепуск газа из метановой залежи), Озек – Суат (XIII горизонт), Хоян – Корт.

Газовые методы применяют на залежах маловязкой нефти для снижения эффекта вязкостной неустойчивости процесса вытеснения нефти. Для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта при газовых методах необходимо создавать определенные термобарические условия, при которых реализуется механизм вытеснения с отсутствием сил поверхностного натяжения на границе фаз с образованием истинного раствора нефти и газа. В этом случае вытеснение нефти происходит при полном смешивании ее с рабочим агентом.

Согласно исследованиям Коха и Слобода (США, 1957 г.) давление смешиваемости углеводородного газа можно оценить по его зависимости от корреляционного фактора К:

(1)

где С7+ - молекулярная масса остатка С7+.

С уменьшением корреляционного фактора давление смешиваемости нефти с сухим газом – метаном увеличивается.

Экспериментальные исследования механизма вытеснения нефти сухим газом при высоком давлении были широко поставлены как в США, так и в нашей стране в институтах ВНИИ, ИГиРГИ, Грозный. На основе проведенных исследований сложились определенные представления о механизме процесса вытеснения нефти газом высокого давления.

При нагнетании углеводородного газа высокого давления в нефтенасыщенном пласте наяду с обычным гидродинамическим вытеснением между нефтью и газом происходит интенсивный обмен компонентами, с образованием на фронте вытеснения полной растворимости (смешиваемости) нефти и газа. Это происходит потому, что подвижность газа выше подвижности нефти и на фронте вытеснения происходит концентрация промежуточных компонентов (этан, пропан, бутан), перешедших из нефти в газ.

Следует различать два случая образования зоны неограниченной растворимости нефти и газа в пласте в зависимости от состава вытесняющего газа. В первом случае, когда закачивается сухой газ, источником промежуточных компонентов является нефть, а во втором нагнетаемый газ. Первый процесс называется критическим вытеснением нефти сухим газом, а второй – критическим вытеснением нефти обогащенным газом.

Рассмотрим механизм критического вытеснения нефти сухим газом – это метод закачки газа высокого давления (ГВД). Для этого воспользуемся треугольной диаграммой Гиббса (рис. 1), где число компонентов системы нефть – газ сводится только к трем: газовые С1+N2, С2 – С6 и компоненты нефти тяжелее С6 –С7+.

Рисунок 1. Механизм критического вытеснения нефти газом высокого давления, - критическая точка, - состав нефти, 1- двухфазная область.

Пусть закачиваемый газ – метан с составом С1, а пластовая нефть имеет состав, определенный т.Н. Точка К – критическая точка на фазовой диаграмме. Прямая НС1 пересекает двухфазную область, т.е. газ состава С1 и нефть состава Н ограниченно растворимы. За счет растворения газ нефть меняет свой состав. В т. А нефть буде иметь состав, определенный точкой Д, а газ – точкой С. Газ состава С, опережает пластовую нефть Д и вступает в контакт с нефтью составом Н. состав смеси в т. В определяется составом жидкой фазы Е и газовой F. Обгоняя жидкую фазу, газ состава F начинает контактировать с нефтью состава Н. и так продолжается до тех пор, пока состав движущегося на фронте газа не доходит до критической точки К.

Аналогичный процесс происходит и в случае закачки обогащенного газа (рис. 2):

Рисунок 2. Механизм критического вытеснения нефти обогащенным газом,

- критическая точка, 1- двухфазная область.

Нефть состава Н и газ состава Г не смешиваются полностью друг с другом т.к. линия соединения токи Г и Н проходит через двухфазную область. Состав смеси в т. Е определяют состав жидкости в т. А и газа в т. J. Так как скорость движения газа состава J, содержащего меньше промежуточных компонентов, выше, чем у жидкости, то о уходит вперед по направлению фильтрации, а нефть А встречается с новыми порциями обогащенного газа Г. И так происходит перемещение по границе двухфазной области от т. А до В. Затем Д и, наконец, до т. R – точки касательной, проведенной из т. Г к границе двухфазной области. Жидкая фаза в т. R будет неограниченно смешиваться с закачиваемым газом состава Г. Давление смешиваемости нефти с метаном при таком процессе обычно составляет 27-28 МПА.

Коэффициент вытеснения нефти газом в условиях смешиваемости достигает 90% и более.

Если давление вытеснения не достигает минимального давления смешиваемости, но выше давления насыщения нефти газом, то процесс будет происходить в условиях ограниченной растворимости. Эффективность такого процесса будет ниже, чем при критических условиях.

Экспериментальные исследования показывают, что чем тяжелее нефть и чем меньше компонентов С2 – С4 в закачиваемом газе, тем ниже будет эффективность процесса.

В связи с высокими темпами развития нефтехимической промышленности природный газ стал товаром и сырьем для многих веществ и продуктов нефтехимии. Поэтому в последние годы компании – операторы отказались от использования природного газа в качестве рабочего агента для увеличения нефтеотдачи пластов, заменив его на азот. Примером может служить уже упомянутый ранее проект закачки ГВД на месторождении Блок – 31. Реализация проекта на данном месторождении с использованием азота потребовала повышения давления до 29 МПа, чтобы обеспечить критические условия.

При осуществлении процессов закачки газа высокого давления и обогащенного газа в критических условиях в пласте между нефтью и газом образуется переходная зона – зона смеси нефти и газа, играющая роль растворителя нефти.

Применение СО2

Интерес к СО2 годов был обусловлен тем, что это вещество обладает рядом положительных свойств в плане извлечения нефти: многократное снижение вязкости (особенно для высоковязких нефтей), увеличение объема нефти при насыщении СО2, ведет к увеличению нефтенасыщенности пласта и, соответственно, фазовой проницаемости для нефти и как результат – увеличение дебита скважин. Кроме того за счет снижения поверхностного натяжения и образования ПАВ на границе с нефтью увеличивает эффективность вытеснения нефти из пласта. Двуокись углерода также предотвращает разбухание глин и снижает толщину граничного слоя нефти.

Технологии нефтеизвлечения с использованием СО2 (рис 2):

• закачка карбонизированной воды;

• закачка оторочки СО2, продвигаемой водой с ПАВ, оторочкой полимера и пресной водой;

• попеременное нагнетание оторочек СО2 и воды;

• непрерывное нагнетание СО2 и воды;

• циклическая обработка скважин.

В диссертационной работе аспиранта кафедры РиНМ Нуфал Имада на основании анализа реальных проектов в мире были выделены следующие критерии эффективного применения технологии закачки СО2:

• отсутствие на объекте газовой шапки;

• коллектор может быть как терригенным, так и карбонатным;

• глубина объекта должна быть более 600 м.;

• вязкость нефти должна быть более 15 мПа*с;

• давление нагнетания должно быть выше 7 МПа;

• максимальная температура не должна быть выше 120 ˚С;

• толщина пласта – 2 – 45 м;

• по проницаемости коллектора ограничений нет;

• нефтенасыщенность пласта должна быть больше 50 %.

На основании результатов экспериментальных исследований на линейных моделях пластов с использованием теории планирования эксперимента было получено следующее уравнение регрессии для оценки коэффициента вытеснения нефти СО2:

,

Где [T]=[˚С]; [P]=[МПа]; [k]=[мкм2]; [Vат]=[%]

По результатам лабораторных исследований в нашей стране и за рубежом эффект от применения СО2 может достигать 20 %, по сравнению с обычным заводнением.

В отечественной практике СО2 применяли при осуществлении заводнения карбонизированной водой на Березовской площади Армянского месторождения и на Козловском месторождении объединения «Куйбышевнефть». За рубежом – в США, Канаде, Венгрии, Франции и др. странах.

В настоящее время в свете Киотского Договора по сохранению экологии Земли СО2 рассматривается как перспективный рабочий агент при водогазовом воздействии на пласт.

Теперь остановимся на применении кислот и оксидата для карбонатных коллекторов.

Известно, что около 40 % мировых запасов нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах. Причем вследствие сложного строения карбонатов (трещины, каверны) их нефтеотдача обычно ниже, чем терригенных.

Из физических представлений, очевидно, что для улучшения фильтрационной характеристики карбонатных коллекторов необходимо использовать соляную кислоту, которая за счет химической реакции с породой увеличивает проницаемость продуктивного пласта. При этом основной задачей является увеличение глубины проникновения реагента в пласт.

Специалистами (С.О. Шерман, В.И. Гусев и др.) для условий поздней стадии разработки месторождений предложены вместе с АСК закачивать в пласты и кубовые остатки ректификации бутанолов. В этой случае уже в НКТ вследствие экзотермической реакции сульфатирования высших спиртов, содержащихся в кубовых остатках, образуются высокоактивные ПАВ – алкилсульфаты и сульфокислоты. Эти ПАВ способствуют вытеснению остаточной после заводнения нефти и обеспечивают прирост в нефтеотдаче 3-5 % по сравнению с обычным заводнением.

Позднее В.И. Ивановым и И.Л. Мархасиным была предложена технология получения сульфокислот для увеличения нефтеотдачи пластов. Совокупность сульфокислот является продуктом жидкофазного окисления легких углеводородов.

Оксидат – это промежуточный продукт производства монокарбоновых кислот. Смесь этих продуктов называется оксидатом. Сырьем для получения оксидата являются углеводороды С3-С12 (газовый бензин, газоконденсат). Оксидат состоит из муравьиной – НСООН (13-16 %), уксусной – СН3СООН (70-75 %), пропионовой – С2Н5СООН (7-8 %), масляной – С3Н7СООН (1-2 %), янтарной (7-8 %) кислот, растворителя (спирты, альдегиды, гидроперекиси, метилэтиленкетон) и воды.

Сущность метода состоит в следующем. Углеводородная часть оксидата (растворителя) снимает с поверхности карбонатной породы асфальто-смолистые отложения. Это создает условия для взаимодействия оксидата с карбонатной частью породы. При взаимодействии оксидата с карбонатной частью породы образуются: С2, соли карбоновых кислот. Реакция является экзотермической.

Основными элементами механизма нефтеотдачи является:

• снижение вязкости нефти за счет растворения в ней СО2;

• повышение эффективности вытеснения и охвата пласта воздействием за счет солей карбоновых кислот;

• глубокое проникновение оксидата в пласт вследствие низкой реакционной способности кислот;

• увеличение проницаемости пласта примерно на 40 % по сравнению с начальной при концентрации оксидата в растворе 50 %.

Оксидат является относительно дешевым агентом. На базе идеи использования готового оксидата на кафедре РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина В.И. Ивановым и В.И Кудиновым была предложена технология внутрипластового получения оксидата. С 1991 г. технология была реализована на Гремихинском, Мишкинском, Ишевском и других месторождениях Удмуртии. Она предусматривала инициирование экзотермической реакции окисления изомасляного альдегида кислородом воздуха в присутствии азотной кислоты. Для предотвращения образования взрывоопасной смеси подача жидкости осуществлялась по затрубью с использованием забойного смесителя, воздух закачивают в НКТ.

Поверхностное натяжение на границе нефть – водный раствор оксидата для различных нефтей приведено в таблице 1.

Таблица 1. Поверхностное натяжение (мН/м) на границе нефть-раствор оксидата.

	наименование	содержание оксидата в растворе, %
		отсутствует	50	100
1	нефть Усинского месторождения	25	3,5	2,0
2	нефть Мишкинского месторождения	25	4,5	2,3
3	керосин	25	7,0	3,5

Применение оксидата как метода увеличения нефтеотдачи предусматривает 4 этапа:

Этап 1 – закачка оторочки оксидата для перевода неподвижной пленочной нефти в подвижную фазу. Кроме того карбоновые кислоты, входящие в состав оксидата, реагируют с карбонатной породой, освобожденной от блокирующей нефтяной пленки.

Водный раствор с нейтрализованной кислотной группой представляет собой высоковязкую систему (вязкостью 10-15 мПас), что способствует увеличению охвата пласта воздействием. Тепло, выделяющееся в результате экзотермической реакции обеспечивает увеличение проницаемости, пористости, а образовавшийся СО2 – снижению вязкости нефти.

Этап 2 – закачка нефтерастворителя (легкие углеводороды) для вымывания остаточной нефти из пласта.

Этап 3 – закачка оксидата.

Этап 4 – закачка воды для продвижения оторочки оксидата.

По результатам опытно-промышленных работ на ряде месторождениях Удмуртии достигаемая величина КИН составила 0.60-0.65.

Применение перекиси водорода.

В зарубежных источниках указывается что, будучи закачанной в пласт 10 % раствор перекиси водорода (Н2О2) в виде оторочки при разложении генерирует 1/3 часть теплоты, необходимой для перевода воды в паровую фазу. Так как продуктом разложения является вода и кислород, то последний окисляет углеводороды с выделением тепла, которого хватает для перевода воды в паровую фазу. Конечным продуктом является пар и СО2 которые проталкиваются далее по пласту вытесняющим агентом.

Для подвода перекиси водорода к пласту рекомендуется использовать гибкие трубы из нержавеющей стали или титана.

Микробиологические методы

В последние годы, в связи с активным развитием биотехнологических ме­тодов в различных отраслях промышленного производства, во многих нефтедо­бывающих странах развернуты масштабные исследования микробиологических методов воздействия на продуктивный пласт.

Биотехнологические методы воздействия на пласты можно разделить на два основных типа по месту генерации метаболитов (продуктов жизнедеятель­ности), оказывающих влияние на нефтевытеснение:

• использование продуктов, полученных биотехнологическими методами на поверхности (в промышленных ферментерах);

• развитие микробиологических процессов в пластовых условиях, с полу­чением метаболитов непосредственно в пласте.

Микробиологические методы воздействия 2-го типа в свою очередь также могут быть подразделены на две основные группы по способу ввода микроор­ганизмов и питания. К первой группе следует отнести те методы, в которых в пласт вводятся культуры микроорганизмов и питательные вещества. Во вторую группу входят методы, реализация которых связана с использованием естест­венной микрофлоры (призабойной зоны, сформировавшейся при нагнетании пресной воды в ходе заводнения) с вводом питания с поверхности.

В многочисленных лабораторных экспериментах было показано, что положительное влияние на продуктивный пласт в ходе реализации микробиологических процессов можно объяснить комплексным воздействием таких про­дуктов метаболизма, как био ПАВ, кислоты, органические растворители (спир­ты и кетоны) и газы (СО₂,СH₄,N₂), кроме того, микробная биомасса и синтези­руемые микроорганизмами полисахариды могут существенным образом локально изменять фильтрационное сопротивление в зонах микробиологического воздействия, перераспределяя гидродинамические потоки.

В ходе лабораторных исследований отмечается, что продукты микробного метаболизма изменяют химические и физические свойства нефти. В результате возможно улучшение вытесняющих свойств нагнетаемых флюидов, а также очистка с помощью микроорганизмов прискважинных зон пластов от отложений парафинов, смол и асфальтенов.

Широко используются в промышленных микробиологических технологиях микроорганизмы p.Clostridium и p.Bacillus. Представители этих родов облада­ют значительным потенциалом, для использования в процессах воздействия на нефтяные пласты вследствие способности к спорообразованию. Споры облада­ют меньшими размерами по сравнению с вегетативными формами микроорга­низмов, что способствует более эффективной (глубокой) микробиологической обработке прискважинной зоны пласта. Они более устойчивы к стрессовым из­менениям внешних условий, которые неизбежны при закачке микроорганизмов с поверхности в нефтеносный пласт. Представители p.Clostridium продуцируют ПАВ, газы, спирты и кислоты, a p.Bacillus - ПАВ, кислоты и биополимеры.

В табл.1. приведен перечень продуктов микробиологического происхождения, воздействующих на свойства коллектора.

Таблица 1. Продукты микробиологического происхождения.

Продукты	Воздействие
1	2
Кислоты	Изменение коллекторских свойств пород: улучшение пористости и проницаемости, реакция с кальцитом с выделением СО2
Биомасса		Избирательное или неизбирательное закупоривание, эмульгирование или деэмульгирование вследствие различной адгезии к углеводородам, изменение смачивае­мости пород.
Газы (СО2, СН4, N2)		Локальное восстановление пластового давления, разбу­хание нефти, уменьшение вязкости, увеличение прони­цаемости вследствие растворения карбонатных пород под воздействием С02.
Растворители		Растворение нефти
БиоПАВ		Снижение межфазного натяжения, эмульгирование.
Биополимеры		Контроль подвижности пластовых жидкостей, избира­тельное или неизбирательное закупоривание.

Основными показателями, характеризующими поверхностно-активные свойства биоПАВ, являются поверхностное натяжение водной фазы на границе с воздухом (ПН), снижение межфазного натяжения вода-углеводород (МФН) и ве­личина критической концентрации мицеллобразования (ККМ). Исследования­ми установлено, что многие биоПАВ способны снижать поверхностное натя­жение водной фазы до 30 мН/м и МФН на границе вода-углеводород до 1 мН/м.

В качестве биоПАВ могут служить также промежуточные продукты окис­ления углеводородов, какими являются жирные кислоты длинных углеводо­родных цепей. Среди кислот С₁₀-С₁₇ наиболее активно снижают ПН и МПФ на границе воды и гексадекана жирные кислоты с длиной цепи 12-14 атомов С. Так например, насыщенный раствор (0,5 мг/л) раствор миристиновой кислоты (С₁₄) снижает МПФ до 24 мН/м.

Величина ККМ биоПАВ варьирует от 0,01 до 1,5 г/л, фактор разбавления изменяется от 8 до 500.

Рассмотрим некоторые преимущества биоПАВ по сравнению с химически синтезированными ПАВ. Нефтяные сульфонатные растворы неустойчивы к со­лям и высокой температуре, а большинство биоПАВ стабильны в солевых рас­творах. Кроме того, ПАВ, образованные микроорганизмами, легче поддаются биоразложению в силу своей биогенной природы, чем химически синтезиро­ванные ПАВ.

Существует два механизма, с помощью которых биополимеры могут уве­личивать степень вытеснения нефти из коллектора. Первый механизм -увеличение вязкости воды, способствующее уменьшению ее текучести, что приводит к уменьшению разницы в подвижности воды и нефти и к уменьше­нию проницаемости коллекторских пород для загущенной воды. Второй меха­низм предполагает закупорку трещин и высокопроницаемых зон коллектора с целью уменьшить их проницаемость. Этот механизм может быть реализован коагуляцией биополимеров в растворе с образованием геля или введением вме­сте с водой микроорганизмов, образующих биополимеры, а также питательных веществ, для их развития.

По сравнению с широко используемым при заводнении полиакриломидом (ПАА) биополимеры имеют ряд преимуществ, расширяющих, в основном, об­ласти их применения (табл.2):

Таблица 2. Сопоставление показателей ПАА и биополимеров

Параметры	ПАА	Биополимеры
Увеличение вязкости в воде, мПа-с	до 10-15	до 10-15
Устойчивость при максимальной солености, г/л	1,5-2,0	10
Максимальная концентрация ионов (Са, Mg), не осаждающих раствор, г/л	0.2	5
Проницаемость коллектора для раствора, мкм2	0,05	0.05-0.1

Закупоривание трещин и высокопроницаемых зон коллектора, как это бы­ло указано выше, может быть осуществлено с помощью биополимеров двумя способами. Первый способ - коагуляция биополимеров в пласте. И синтетиче­ские полимеры и биополимеры могут коагулировать в пласте, если после на­гнетания раствора полимера в пласт вводят раствор коагулирующих агентов, таких как ионы хрома или алюминия. Коагулированные полимеры образуют вязкие гели, которые можно использовать для закупорки высокопроницаемых пластов или отдельных зон пласта. Второй способ закупорки высокопроницае­мых зон - получение биополимеров непосредственно в пласте путем ввода син­тезирующих их микроорганизмов и соответствующих питательных растворов.

Ввод бактериального коагулянта в пласт и скорость прохождения бактерий через породу связаны и определяются размерами и геометрией пор, а также адсорбцией клеток поверхностью породы.

Теоретически закупорка пор происходит в случаях, когда их размер при­близительно равен размеру бактерий - в среднем 0.1-5 мкм². При большом объ­еме пор клетки могут задерживаться в сужениях порового пространства, проис­ходит отсеивание клеток. Экспериментальными исследованиями показано, что проникновение бактерий через пористую матрицу или ее закупорка зависят главным образом от распределения размера пор. Лимитирующая концен­трация бактерий, которая может вызвать прекращение инъекцируемости, таким образом, зависит от распределения размера пор вдоль образца. Если бактерии уже вошли в поровое пространство, они способны проникать далее и размно­жаться без значительного снижения проницаемости.

Процесс адсорбции клеток зависит от результатирующей сил взаимодейст­вия между матрицей породы, жидкостями и клетками. Адсорбционные свойст­ва породы взаимосвязаны с физико-химией поверхности, минеральным соста­вом, определяющим заряд поверхности, и ее смачиваемостью.

Подвижные клетки в 6-8 раз быстрее распространяются в образце песчани­ка, чем неподвижные. Споры быстро диффундируют в породы благодаря мало­му размеру и меньшему заряду поверхности. Диффузия бактерий задерживает­ся в случае большого размера клеток, склонности их к образованию скоплений, консорций, цепочек.

Адсорбция клеток зависит от гидродинамики потока, включая скорость за­качки суспензии и режим потока жидкости в породе. При определенных усло­виях потока клетки суспензии оседают.

Микробиологические технологии используют главным образом на заводненных залежах.

Пилотные работы по воздействию на призабойную зону скважин микро­биологическим методом с использованием биопрепарата "Деворойл" были про­ведены в 1993 г. на промыслах АО “Татнефть”. Успешность метода по 19 скважинам составила 56%. Увеличение дебита добывающих скважин составило от 2 до 3,8 т/сут.

В последнее время (2005-2006 г.г.) на ряде отечественных нефтяных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки (Ключевское, Коробковское), реализована микробиологическая технология увеличения нефтеотдачи с использованием водоизолирующей компзиции СНПХ-9900. Этот расчет содержит не только целлюлозу, но и крахмалистые и белковые вещества, что делает его как средой обитания, так и питающей средой ряда групп микроорганизмов. Микроорганизмы адсорбированы на поверхности частички СНПХ-9900. В основном доминируют клостридии, вызывающи маслянокислое брожение с образованием масляной, молочной уксусной кислот, спиртов, ацетона, водорода и СО₂.

Попадая вместе с реагентом в пласт, они мигрируют по поровым каналам вместе с водой. Частицы реагента СНПХ-9900 в пласте разбухают в 1,5-2 раза в высокопроницаемых каналах, что обеспечивает выравнивание фронта вытеснения и вовлечение в разработку низкопроницаемых слоев.

Продукты жизнедеятельности микроорганизмов в свою очередь увеличивают эффективность нефтеизвлечения. За счет жизнедеятельности микрофлоры массой 30 г образуется 1,5-2,5 л газов (в основном СО2- около 35% общего объема газовой фазы).

По результатам работ на Ключевском месторождении (три нагнетательных скважины, объем закачки раствора СНПХ-9900 – до 500 м3 в каждую) было извлечено 4,1 тыс.т нефти.

На Коробковском месторождении (три нагнетательные скважины) дополнительная добыча нефти составила 1479 т.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи в настоящее время активно применяются в США и Китае в основном на залежах высоковязкой нефти. По опубликованным статьям в журнале «Oil and gas» данные работы оцениваются как успешные.