Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. Вычисляется производная

f (S ,Ñ0) f(S , Ñ0) .

S

5. Сравниваются полученные величины Sô è S определяется характер адсорбции активной примеси.

6. Вычисляются показатели безводного периода: безразмерное время прорыва воды

S Sñâ ;

f(S , 0)

размерное время прорыва воды

tmbh0l ;

q

нефтеотдача на конец безводного периода

7. Вычисляются показатели водного периода: безразмерное время окончания разработки

размерное время окончания разработки:

251

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

суммарное количество добытой нефти

Qí mhRê2(1 Scâ) êîí.

Применение 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 улуч- шения 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.

В ТатНИПИнефти (И.Ф. Глумов и др.) была разработана технология повышения нефтеотдачи с использованием алкилированной серной кислоты (АСК) с содержанием Н2SO4 84 86 %. Кислота взаимодействовала с карбонатным цементом коллектора. В течение ряда лет в Татарстане ежегодно закачивали в пласт от 10 до 40 тыс. м3 серной кислоты.

Специалистами (С.О. Шерман, В.И. Гусев и др.) для поздней стадии разработки месторождений предложены вместе с АСК закачивать в пласты и кубовые остатки ректификации бутанолов. В этом 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

252

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 Ñ12 (газовый бензин, газоконденсат). Оксидат состоит из муравьиной НСООН (13 16 %), уксусной СН3СООН (70 75 %), пропионовой С2Í5СООН (7 8 %), масляной С3Í7СООН (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 асфальтосмолистые отложения. Это создает условия для взаимодействия оксидата с карбонатной частью породы. При взаимодействии оксидата с карбонатной частью породы образуются С2 и соли карбоновых кислот. Реакция является экзотермической.

Основными элементами механизма повышения нефтеотдачи являются:

снижение вязкости нефти за счет растворения в ней

ÑÎ2; 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 относительно дешевый агент. На базе идеи использования готового оксидата на кафедре РиЭНМ РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина В.И. Ивановым и В.И. Кудиновым была предложена технология внутрипластового получения оксидата для обработки прискважинной зоны пласта с целью увеличения производительности скважин. С 1991 г. технология была реализована на Гремихинском, Мишкинском, Ижевском и других месторождениях Удмуртии. Она предусматривала инициирование экзотермической реакции окисления изомасляного альдегида кислородом воздуха в присутствии азотной кислоты. Для предотвращения образования взрывоопасной смеси

253

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

закачка жидкости осуществлялась по затрубному пространству скважины с использованием забойного смесителя, а воздух закачивали в НКТ.

Поверхностное натяжение на границе нефть водный раствор оксидата для различных нефтей приведено в табл. 18.1.

Применение оксидата как метода увеличения нефтеотдачи предусматривает четыре 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 мПа с), что способствует увели- чению охвата пласта воздействием. Теплота, выделяющаяся в результате экзотермической реакции обеспечивает увеличение проницаемости, пористости, а образовавшийся СО2 снижение 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 месторождений Удмуртии величина КИН составила 0,60 0,65.

Существует еще одна технология применение перекиси водорода. В зарубежных источниках указывается что, будучи закачанным в пласт 10%-ный раствор перекиси во-

Ò à á ë è ö à 18.1

Поверхностное натяжение (мН/м) на границе нефть раствор

оксидата

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дорода (Н2Î2) 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 теплоты, которой хватает для перевода воды в паровую фазу. Конечными продуктами являются пар и СО2, проталкиваемые далее по пласту вытесняющим агентом. Для подвода перекиси водорода к пласту рекомендуется использовать гибкие трубы из нержавеющей стали или титана.

О результатах применения технологии не сообщается.

Применение мицеллярных растворов. Метод разработан в США. Наиболее крупные промысловые испытания метода проводила с 1962 г. компания «Маратон ойл». Всего компания осуществила 20 проектов. Метод был предназначен для использования на залежах с малой и средней вязкостью и плотностью 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 (стабилизатор 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), которые называются мицеллообразующими или коллоидными. При увеличении концентрации таких ПАВ в растворителе (вода или углеводороды) достигается предел истинной, т.е. молекулярной растворимости. Если обычные вещества после достижения предельной концентрации выделяются в виде отдельной микрофазы (жидкость или осадки), то мицеллообразующие ПАВ в растворителе образуют ассоциаты-мицеллы термодинамически стабильные системы (микроэмульсии). Системы обладают свойствами истинного раствора, т.е. имеют оптическую проницаемость и устойчивость к осадконакоплению. Технология предполагает использование оторочки

255

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 18.13. Гипотетическая диаграмма состояния системы

ПАВ растворитель:

1 линия молекулярной растворимости; 2 граница между МЦР и молекулярным раствором (МКР); 3 граница раздела ПАВ МЦР; ККМ критическая концентрация мицеллообразования точка Крафта

МЦР, продвигаемой по пласту буфером подвижности (обычно полимерные растворы).

На рис. 18.13 показана гипотетическая диаграмма состояния ПАВ растворитель в зависимости от температуры.

Схема распределения насыщенности пласта при вытеснении нефти МЦР показана на рис. 18.14.

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

Рис. 18.14. Схема вытеснения нефти МЦР:

1 исходное состояние нефте- и водонасыщенности; 2 нефтяной вал; 3 водяной вал; 4 оторочка МЦР; 5 буфер подвижности; 6 âîäà

256

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Условием устойчивости процесса вытеснения является соотношение:

Главная особенность МЦР 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. В целом она электронейтральна и 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. 18.15).

Системы характеризуются критической концентрацией мицеллообразования (ККМ). При высоких ККМ сфериче- ские 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 %, порового объема, что обеспечивает коэффициент вытеснения нефти водой

100%.

Êотрицательным моментам относятся:

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

использование дорогостоящих веществ для приготовления МЦР;

257

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 18.15. Структурные схемы мицелл:

1, 3 сферические мицеллы; à гидрофильные; á олефильные: 2, 4 цепочка мицелл

высокие требования к качеству воды используется только пресная вода;

раствор устойчив при концентрации NaCl 5 15 г/л; требуется достаточно высокая плотность сетки сква-

æèí 0,5 2 ãà/ñêâ.

Для приготовления МЦР на скважине используется концентрат.

Существует четыре основных типа МЦР:

тип I неравновесный раствор с высокой концентрацией ПАВ, растворимый в воде и нефти;

тип II уравновешенный с нефтью, растворим только

258

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 % углеводородов, более 5 % ПАВ; с внешней водной фазой содержание воды может достигать от 40 до 95 %, углеводородов 2 50 %.

Мицеллярные растворы в нашей стране применялись на ряде площадей Ромашкинского (1979 1983 гг.) и Хадыженском (1976 1977 г.) месторождениях, а за рубежом в США, Канаде, Венгрии, Франции, Румынии, Китае.

Глава 19

ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Первые работы, связанные с применением газообразных агентов для извлечения нефти из пластов, появились в 1948 1949 гг. (М.А. Капелюшников, В.М. Фокеев, И.Н. Стрижов). Предлагался метод циркуляции газа высокого давления в истощенных пластах (А.С. № 95258 от 15.12.1948 г.). 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 впервые были проведены в США в Техасе (метод был назван Сакрок). В последующие годы интерес к газовым методам стал увеличиваться. В качестве рабочих агентов использовали сначала углеводородные газы (сухой газ, обогащенный промежуточными компонентами С2 Ñ4 газ) а затем, когда природный газ стал товаром, стали применять азот, диоксид углерода, дымовые газы, в которых содержался СО2.

259

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вытеснение нефти сухим газом метаном. Первые работы в промышленных масштабах начали осуществлять

В СССР такие работы велись на месторождениях Долина (перепуск газа из менелитовой газовой залежи), Озек Суат (XIII горизонт), Хоян Корт.

Газовые методы применяют на залежах маловязкой нефти для снижения эффекта вязкостной неустойчивости процесса вытеснения нефти по сравнению с заводнением и для увеличения эффективности вытеснения нефти из коллектора за счет растворения газа в нефти. Для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта при газовых методах необходимо создавать определенные термобариче- ские 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 K

K (C2 C6) ,

C7

ãäå Ñ2 Ñ6 молекулярная масса веществ; 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 ВНИИнефть, ИГиРГИ, ГрозНИИ. На основе проведенных исследований сложились определенные представления о механизме вытеснения нефти газом высокого давления.

При нагнетании углеводородного газа высокого давления в нефтенасыщенном пласте, наряду с обычным гидродинамическим вытеснением, между нефтью и газом проис-

260