Закачка углекислоты и углеводородного газа



Углекислый газ для повышения нефтеотдачи может быть использован по трём технологиям. По первой углекислый газ закачивается в пласт в виде одноразовой оторочки в сжиженном состоянии, которая далее продвигается по пласту карбонизированной или обычной водой. По второй технологии – осуществляется закачка карбонизированной воды концентрацией 4–5 %. Третья технология заключается в закачке чередующихся небольших оторочек углекислоты и воды. В любом случае общий объём оторочки и средняя концентрация должны соблюдаться.

Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом факторов. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО2, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием её объёма, снижением поверхностного натяжения на границе с водой, увеличением вязкости воды, уменьшается набухаемость глин. Эффективность возрастает вследствие образования на фронте вытеснения вала из смеси легких углеводородов и СО2. Образование угольной кислоты способствует дополнительно ряду положительных факторов, таких как растворение карбонатов, повышение температуры. При закачке углекислоты в результате взаимного растворения нефти и газа происходит вытеснение, близкое к смешивающемуся.

Технология: объём оторочки должен составлять 0,1–0,2 до 0,3 нефтенасыщенного объёма пор. Концентрация 4–5 %. При закачке углекислоты в сочетании с заводнением соотношение СО2/вода должно соблюдаться как 1/3. Прирост нефтеотдачи 5–10 до 15 %.

Закачка углеводородного газа. Механизм действия при закачке углеводородного газа близок к действию при закачке углекислого газа, и вытеснение происходит близко к смешивающемуся. Технология: объём оторочки должен составлять 0,1–0,3 нефтенасыщенного объёма пор. Концентрация 50–100 % (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Распределение углеводородов при вытеснении нефти
жидким пропаном: 1 – нефть; 2 – зона смеси пропана с пластовой нефтью; 3 – зона чистого пропана; 4 – смесь пропана с сухим газом; 5 – сухой газ

Мицеллярное заводнение

Особенность мицеллярного заводнения заключается в том, что для конкретных геолого-физических условий по вязкости нефти и другим параметрам в лабораторных условиях подбирается определённая композиция нескольких реагентов, последовательность их закачки, величина оторочек и концентрация.

Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов является мицеллярный раствор. Технология извлечения нефти включает в себя последовательную закачку в пласт предоторочки пресной или опреснённой воды; оторочку мицеллярного раствора (основной элемент, способствующий наиболее полному извлечению нефти); буферную оторочку полимера и, наконец, воды, проталкивающей эти оторочки по пласту. Мицеллярные растворы представляют собой очень тонкие дисперсии углеводородов в воде или воды в углеводороде, стабилизированные специально подобранными смесями ПАВ.

Закачка в пласт предоторочки пресной воды до закачки мицеллярного раствора и буферной оторочки раствора полимера предназначается для предотвращения разрушения и увеличения срока жизни мицеллярного раствора в пласте-коллекторе.

Применяемый мицеллярный раствор для повышения нефтеотдачи пластов состоит из следующих основных компонентов: нефтерастворимый ПАВ, содетергент, углеводородный растворитель, соли. Нефтерастворимый ПАВ – основной компонент мицеллярного раствора может быть анионным, катионным, неионогенным. Наиболее часто применяемые нефтяные сульфонаты, средняя молекулярная масса которых составляет 400–524 а.е. (атомных единиц).

Содетергент оказывает такое же действие, как и ПАВ, который зависит от числа и расположения атомов углерода. Наиболее распространённые содетергенты – низшие спирты, содержащие меньше четырёх атомов углерода в основной цепи: метиловый, этиловый, изопропиловый, вторичный и третичный бутиловый спирты и некоторые кетоны, например ацетон. Спирты выполняют разнообразные функции, например повышают растворимость ПАВ в воде, уменьшают их адсорбцию на породе. В качестве углеводородного растворителя применяют керосин, газоконденсат, легкие фракции нефти т.п. Действие солей зависит в основном от природы и структуры ПАВ. Ионы могут стабилизировать мицеллы или разрушать их. Любой мицеллярный раствор может быть эффективен в довольно узком диапазоне минерализации вблизи оптимального значения [20].

В общем случае после закачки пресной воды сначала в пласт закачивается оторочка ПАВ величиной 20 % от нефтенасыщенного объёма пор концентрацией 5–10 %. Затем закачивается оторочка мицеллярного раствора величиной 2,5–5 % нефтенасыщенного объёма пор. Позднее закачивается буферная оторочка полимерного раствора величиной от 40 до100 %. В дальнейшем композиция, составленная из трёх реагентов, продвигается по пласту закачиваемой пресной или технической водой, величина оторочки 1,5–2 объёма пор пласта. При оторочке мицеллярного раствора в 2,5 % вытесняется 80 %, а при 5 % – практически полный объём нефти. Прирост нефтеотдачи от 10 до 100 % (табл. 5.1).

Таблица 5.1

Последовательность закачки, величина оторочки
и концентрация агентов при мицеллярном заводнении

Закачиваемый агент Пресная вода ПАВ Мицеллярный раствор ПАА Техническая вода
Величина оторочки от объёма пор пласта, % Не регламенти-руется 20 2,5–5 40–100 150–200
Концентрация водного раствора, % 100 5–10 100 0,05 100

Тепловые методы

Закачка горячей воды и пара. Увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании воды достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения нефти и скелета пласта, а также за счет интенсификации капиллярной пропитки (для гидрофильных пластов). В результате увеличивается подвижность нефти, фазовая проницаемость для неё и охват пласта вытесняющим агентом, создаются условия для вытеснения нефти из малопроницаемых целиков. В случае нагнетания пара к указанным факторам добавляется ещё эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и перенос её по пласту в парообразном виде.

Глубина залегания продуктивного пласта имеет значение в том смысле, что с увеличением глубины растут потери тепла в стволе скважины. Эффективная мощность влияет на потери тепла через кровлю и подошву: чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь и тем больше относительная величина тепловых потерь. При закачке горячей воды и пара потери тепловой энергии происходят при движении агента по стволу скважины, и при глубине более 1200 м температура его на забое приближается к пластовой, поэтому огромные энергозатраты на нагрев агента на поверхности с таким результатом становятся нецелесообразными.

Особо важное значение имеет контроль за ходом процесса и его регулирование. В процессе нагнетания должны регулярно контролироваться: давление нагнетания, температура на устье нагнетательных и добывающих скважин, степень сухости теплоносителя, изменение дебитов нефти и воды, химический состав добываемой воды. Для закачки воды применяются водогрейные установки. Оборудование для нагнетания пара состоит из паровых котлов, паропроводов, устьевого и внутрискважинного оборудования. Для получения пара используют стационарные и полустационарные паровые котельные, передвижные парогенераторные установки.

Внутрипластовое горение. Выделяют три вида пластового горения. Сухое горение, когда на 1000 м3 воздуха закачивается 1–3 м3 воды. Влажное, когда на 1000 м3 воздуха закачивается от 3 до 5 м3 воды. Сверхвлажное, когда на 1000 м3 воздуха закачивается более 5 м3 воды.

Рис. 5.3. Схема процесса внутрипластового горения; распределение: а – температуры, б – нефтенасыщенности, в – водонасыщенности; зоны: 1 – пластовой температуры, 2 – предварительного повышения температуры, 3 – испарения, 4 – термохимических реакций, 5 – горения, 6 – регенерации тепла

Для создания очага горения применяют различные глубинные нагреватели, обычно электрические или газовые. После нагрева призабойной зоны в скважину подаётся окислительный агент (воздух) для воспламенения нефти. Тепловые методы применяются главным образом на месторождениях с высоковязкими нефтями. Основным ограничивающим фактором применения тепловых методов является глубина залегания пласта, которая должна быть не более 1000–1200 м. При внутрипластовом горении основную ограничивающую роль играет максимальное давление компрессоров и их производительность, которая с удалением очага от призабойной зоны должна постоянно увеличиваться. Имеющиеся отечественные и зарубежные компрессоры не имеют такой производительности при необходимых давлениях закачки воздуха. Прирост нефтеотдачи от тепловых методов от 10 до 50 % (рис. 5.3).

5.5. Гидродинамические методы повышения
нефтеотдачи пластов

Назначение гидродинамических методов – увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу.

К ним относятся: циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, гидравлический разрыв пласта, а также методы воздействия на призабойную зону пласта.

Циклическое заводнение

Физическая сущность процесса состоит в том, что в период нагнетания воды нефть в малопроницаемых зонах сжимается и в них входит вода, а при прекращении закачки вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов различна и зависит от удаления фронта вытеснения (расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами), геолого-физических свойств коллекторов, особенно от проницаемости и пьезопроводности, изменяется в пределах от нескольких суток до 1–2 месяцев. Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность; в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления; г) возможность компенсации отбора закачкой. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

5.5.2. Изменение направлений фильтрационных
потоков (ИНФП)

Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.Физическая сущность процесса следующая: а) при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой; б) при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1584;