Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ходит интенсивный обмен компонентами с образованием на фронте вытеснения зоны полной растворимости (смешиваемости) нефти и газа. Это происходит, потому что подвижность газа выше подвижности нефти, и на фронте вытеснения концентрируются промежуточные компоненты (этан, пропан, бутан), перешедшие 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. 19.1), где число компонентов системы нефть газ сводится только к трем: газовые С1 N2, Ñ2 Ñ6 и компоненты нефти тяжелее С6 Ñ7+.

Рис. 19.1. Механизм критического вытеснения нефти газом высокого

давления:

K критическая точка; Í состав нефти; 1 двухфазная область

261

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пусть закачиваемый газ метан с составом С1, а пластовая нефть имеет состав, определенный т. Í. Точка K критическая точка на фазовой диаграмме. Прямая ÍÑ1 пересекает двухфазную область, т.е. газ состава С1 и нефть состава Í ограниченно растворимы. За счет растворения газ и нефть меняют свой состав. В т. À нефть будет иметь состав, определенный т. D, à ãàç ò. Ñ. Газ состава Ñ, опережает пластовую нефть D и вступает в контакт

ñнефтью составом Í. Состав смеси в т. Â определяется составом жидкой фазы Å и газовой F. Обгоняя жидкую фазу, газ состава F начинает контактировать с нефтью состава Í, и так продолжается до тех пор, пока состав движущегося на фронте газа не доходит до критической точки K.

Аналогичный процесс происходит и при закачке обогащенного газа (рис. 19.2).

Нефть состава Í и газ состава Ã при данных термобарических условиях сразу не смешиваются полностью друг

ñдругом, так как линия соединения токи Ã è Í проходит через двухфазную область. Состав смеси в т. Å определя-

Рис. 19.2. Механизм критического вытеснения нефти обогащенным

газом:

K критическая точка; 1 двухфазная область

262

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ют состав жидкости в т. À è ãàçà â ò. J. Так как скорость движения газа состава J, содержащего меньше промежуточных компонентов, выше, чем у жидкости, то он уходит вперед по направлению фильтрации, а нефть À встречается с новыми порциями обогащенного газа Ã. Так происходит перемещение по границе двухфазной области от т. À äî ò. Â, затем т. D и, наконец, до т. R точки касательной, проведенной из т. Ã к границе двухфазной области. Жидкая фаза в т. R будет неограниченно смешиваться с закачиваемым газом состава Ã. 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 Ñ4 в закачи- ваемом 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 обеспе- чить критические условия вытеснения.

При закачке 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.

Газовое заводнение. Способность газа создавать при определенных термобарических условиях истинный раствор с нефтью, т.е. смешиваться с нефтью, является основой метода газового заводнения, предложенного В.Д. Лы-

263

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сенко и В.И. Грайфером. Метод газового заводнения объединяет два важнейших элемента механизма нефтеотдачи: высокую эффективность вытеснения нефти газом в условиях смешиваемости и высокого охвата пласта воздействием за счет заводнения. Методология расчета изложена в работе В.И. Грайфера и В.Д. Лысенко.

Водогазовое воздействие. В рамках проблемы использования газов для повышения нефтеотдачи пластов следует также отметить технологию попеременного нагнетания газа и воды. Технология применяется в мире уже в достаточно больших масштабах в слоисто неоднородных пластах и особенно на морских месторождениях в свете требований Киотского соглашения по ограничению выбросов газов в атмосферу. Основным элементом этой технологии является: увеличение коэффициента вытеснения нефти газом вследствие смешиваемости этих флюидов, выравнивания фронта вытеснения за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды в высокопроницаемых разностях разрабатываемого пласта и увеличения охвата пласта воздействием. Особенности этой технологии изложены в монографии Г.С. Степановой.

Применение растворителей. Известны технологии, когда в пласт закачивается уже готовый растворитель, в ка- честве которого могут использоваться пропан-бутановая фракция, жидкий СО2, технические спирты, мицеллярные растворы, оксидат и т.д. Эта группа методов называется методы вытеснения нефти растворителями.

Начало применения углеводородных растворителей для увеличения нефтеотдачи было положено в конце 1950-х гг. Работы велись как в США (месторождение Пембина), так и в нашей стране (Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения, начало 1960-х гг.). Согласно лабораторным исследованиям коэффициент вытеснения нефти углеводородным растворителем достигал 100 %.

Технология предусматривает создание в пласте отороч- ки растворителя размером 5 10 % порового объема объекта, в котором применяется метод. Так как материал оторочки является дорогим, то оторочка проталкивается более дешевым агентом газом, как природным, так и попутным. Для закачки газа требовалось строительство компрессорной станции (КС). Соответственно при использо-

264

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вании в качестве растворителя технических спиртов и СО2 продвижение оторочки осуществляли смешивающимся с ней агентом водой.

Большой объем экспериментальных исследований по изучению механизма и созданию технологии применения углеводородного растворителя (сжиженного нефтяного газа, получаемого на ГПЗ) были проведены во ВНИИнефти (П.И. Забродин, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг) на линейной модели длиной 50 м и в институте ИГиРГИ.

Уравнение вытеснения нефти растворителем из прямолинейного пласта имеет вид:

ãäå D коэффициент диффузии, учитывающий различие вязкостей смешивающихся жидкостей, конвективную и молекулярную диффузию; w v/m истинная скорость фильтрации; v скорость фильтрации; m пористость; C удельная концентрация растворителя в зоне смеси; t время; x координата.

Уравнение (19.1) позволяет рассчитать концентрацию вытесняющей жидкости (растворителя) в нефти. Решение задачи, полученное методом интегральных соотношений, имеет вид:

На рис. 19.3 показана схема распределения насыщенности пласта растворителем в зоне смешения его с нефтью.

Длину полной зоны смешения 2 (если 2 ) можно

ãäå DÅ D0 KW сумма коэффициентов молекулярной D0 и конвективной диффузии; KW экспериментальный коэффициент; время.

265

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 19.3. Схема вытеснения нефти растворителем из прямолинейного

пласта:

1 растворитель; 2 зона смеси; 3 нефть

Параметр определяют по данным прямых замеров длины зоны смешения. Размер зоны смеси от пройденного расстояния õ1 можно определить, используя данные экспериментальных исследований П.И. Забродина с соавторами, по формуле:

Усредненные значения коэффициентов Ñ и в зависимости от 0 í/ ð находят по представленным на рис. 19.4 кривым.

Рис. 19.4. Зависимость коэффициентов Ñ и от соотношения вязкостей 0

266

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Процедура гидродинамических расчетов вытеснения нефти оторочкой растворителя, продвигаемой по пласту газом или водой для линейного и радиального случаев фильтрации в однородном и слоистом пластах, изложены

âработе П.И. Забродина, Н.А. Раковского и М.Д. Розенберга «Вытеснение нефти из пласта растворителями» М., 1968 г.

Следует отметить, что данная технология в чистом виде

âмировой практике уже не применяется по экономическим и экологическим условиям. Опыт применения сжиженных нефтяных газов на месторождениях мира изложены в работе «Применение сжиженных нефтяных газов для увеличения нефтеотдачи» (авт. А.В. Афанасьева, А.О. Палий, Н.Л. Раковский, ЦНИИТЭНЕФТЕГАЗ, 1965 г.).

Использование спиртов и СО2 в качестве нефтерастворителей в мировой практике ограничен масштабами опытных или опытно-промышленных работ и по объемам применения существенно меньше по сравнению с методами закачки ГВД, обогащенного газа и сжиженного нефтяного газа.

Применение диоксида углерода. Первые сообщения о

применение СО2 при добыче нефти появились в печати в 1932 г. в США.

Â1941 г. Пирсон предложил использовать СО2 для выработки нефти из истощенных пластов путем экстракции компонентов нефти. В 1947 1952 гг. проводились исследования в лабораторных условиях как у нас в стране, так и в США.

Â1952 г. Вартон получил патент на промышленное

применение СО2 в нефтепромысловом деле как растворителя нефти и при заводнении карбонизированной водой.

Вязкость газообразного СО2 равна 0,0137 мПа с, жидкости 0,06 мПа с.

Интерес к СО2 в конце 1950-х гг. был обусловлен тем, что это вещество обладает рядом положительных свойств при его использовании для извлечения нефти. Диоксид углерода многократно снижает вязкость (особенно высоковязких нефтей), увеличивает объем нефти при насыщении СО2, ведет к увеличению нефтенасыщенности пласта и,

267

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

соответственно, фазовой проницаемости для нефти и, как результат, к увеличению дебита скважин. За счет снижения поверхностного натяжения и образования ПАВ на границе с нефтью увеличивается эффективность вытеснения нефти из пласта СО2 также предотвращает разбухание глин и снижает толщину граничного слоя нефти на поверхности породы.

Существуют следующие технологии нефтеизвлечения с использованием СО2:

закачка карбонизированной воды; закачка оторочки СО2, продвигаемой водой с ПАВ,

оторочкой полимера или пресной водой; попеременное нагнетание оторочек СО2 и воды; непрерывное нагнетание СО2 и воды; циклическая обработка скважин.

На основании анализа результатов и условий применения диоксида углерода в реальных проектах были выделены следующие критерии эффективного применения технологии закачки СО2:

отсутствие на объекте газовой шапки; коллектор как терригенный, так и карбонатный; глубина объекта более 600 м; вязкость нефти более 15 мПа с; давление нагнетания выше 7 МПа;

максимальная температура пласта ниже 120 С; толщина пласта 2 45 м; по проницаемости коллектора ограничений нет;

нефтенасыщенность пласта больше 50 %.

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 заводнении 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 решений Киотского протокола по сохранению экологии Земли СО2 рассматривается как перспективный рабочий агент при водогазовом воздействии на пласт.

268

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Глава 20

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 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. Сущность теплового воздействия на пласт состоит во введении (создание) и переносе тепловой энергии по пласту для отбора нефти. Таким образом, здесь соприкасаются две области науки термодинамика и подземная гидравлика.

Используемый источник пластовой энергии, способ подвода теплоты 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 закачка горячей воды, пара и парогаза. Генераторами теплоты являются водогрейная установка и парогенераторы; второе генерация теплоты в пласте за счет окисления нефти кислородом закачиваемого воздуха метод внутрипластового горения. Третьим развивающимся направлением является применение термохимических технологий воздействие на нефтесодержащий пласт теплотой и хими- ческими реагентами. Первые работы в этом направлении были выполнены на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений МИНХиГП им. И.М. Губкина в 1980-х гг. под руководством Ю.П. Желтова применительно к Ярегскому и Усинскому месторождениям. Каждый из указанных методов теплового воздействия различаются как механизмом извлечения нефти, так и технологией их осуществления.

Основу тепловых методов составляют следующие эффекты, определяющие механизм нефтеотдачи:

резкое снижение вязкости нефти при увеличении температуры;

изменение структурно-механических свойств фильтрующихся жидкостей;

269

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

изменение смачиваемости и водонасыщенности; увеличение коэффициентов вытеснения нефти и охвата

пласта воздействием.

К преимуществам тепловых технологий следует отнести:

вовлечение в разработку залежей, которые не могут быть эффективно выработаны традиционными методами;

повышение нефтеотдачи пластов, в том числе и обводнившихся;

возможность применения как для терригенных, так и карбонатных пластов.

Недостатками тепловых технологий являются: дополнительные затраты на добычу нефти по сравне-

нию с традиционными технологиями нефтеизвлечения (при закачке пара на производство 12 т пара необходимо израсходовать (сжечь) 1 т нефти);

неполное использование введенной в пласт и генерированный в нем теплоты;

значительные (20 % и более) потери теплоты за счет теплопроводности горных пород, причем с уменьшением скорости ввода теплоты теплопотери увеличиваются;

возможность применения при существующих техниче- ских средствах до глубины порядка 1,5 тыс. м.

Эффективность тепловых технологий зависит от природных 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 его нефтеотдача увеличивается;

обоснование применения оптимального размера тепловых оторочек, который обеспечит экономически выгодные условия нефтеизвлечения;

потери теплоты в окружающие горные породы.

В нашей стране термические методы применялись, а в ряде случаев продолжают осуществляться на месторождениях Павлова Гора, Усинское, Ярегское, Русское, Ромашкинское; Оха, Эхаби, Катангли, Зыбза-Глубокий Яр, Арланском, а также на Украине Гнединцевское;

270