Материал: нефть пласт лекции

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

31

Метод неприменим если кислотное число нефти менее 0,5 мг/г.

Потокоотклоняющие технологии (ПОТ). При реализации ПОТ в нагнетательные скважины закачивают ограниченные объемы реагентов, снижающих проницаемость высокопроницаемых слоев пласта вплоть до их блокирования. Тем самым создают более равномерный фронт вытеснения и уменьшают прорывы воды в добывающие скважины. ПОТ увеличивают коэффициент заводнения. В России ПОТ промышленно применяют с 80-х годов XX века, известно около 100 разновидностей ПОТ.

Рисунок 9. Керн с «промоинами».

Наиболее востребованы ПОТ с использованием ПАА и его модификаций (сшитые полимерные системы, полимерно-дисперсные составы, полимерно-щелочное заводнение и т.д.). Технологическая эффективность данных видов обработок от 1000 до 5000 т нефти на 1 т сухого полимера. Технологии с ПАА широко применяют в следующих компаниях:

–ОАО «ЛУКОЙЛ»;

–ОАО «Сургутнефтегаз»;

–ОАО «Татнефть»;

–ОАО «Удмуртнефть».

Известны ПОТ с использованием осадкообразующих составов на основе водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, сульфата натрия и хлористого кальция, сернокислого алюминия и хлористого кальция.

С применением полимерно-дисперсных систем и их модификаций на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири проведено более 1300 обработок высокообводненных (9598%) участков пластов. В ОАО «Татнефть» на поздней стадии разработки Ромашкинского, НовоЕлховского и других месторождений с применением полимерно-дисперсных ежегодно добывают «дополнительно» более 300 тыс. т нефти.

В России выполнены десятки тысяч обработок скважин с использованием ПОТ. Анализ результатов применения ПОТ в России показывает, что их эффективность существенно различается. Наряду с многочисленными примерами высокой эффективности ПОТ имеется немало результатов с завышенным расчетным эффектом.

Ограничение водопритока – обработка призабойных зон пласта добывающих скважин с целью снижения объема добываемой попутно с нефтью воды.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

32

Известно свойство сшитых полимерных систем (гелей) непропорционально снижать проницаемость пласта по воде и по нефти. В лабораторных экспериментах установлено, что после образования геля в пористой среде ее проницаемость по воде уменьшается в ~ 1000 раз, а по нефти лишь в ~ 10 раз. Для образования геля применяют ПАА, который в водном растворе «сшивают» солями поливалентных металлов (широко используют ацетат хрома). Соотношение проницаемости по воде и нефти «регулируют» изменяя концентрацию ПАА в рабочем составе.

Это свойство гелей используют при обработке всего вскрытого пласта в добывающей скважине (не отдельных водонасыщенных пропластков).

Пример применения химических МУН. Территориально-производственное предприятие «Урайнефтегаз» (подразделение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», осуществляет добычу нефти на месторождениях Шаимского нефтегазоносного района) с 1977 г. по 2016 г. провело 2851 обработку нагнетательных скважин на 20 месторождениях. Опробованы 33 технологии (водоизолирующие, потокоотклоняющие, отмывающие), большинство из которых перешли в стадию промышленного применения. За счет применения физико-химических МУН «дополнительно» добыто ~ 4,8 млн. т нефти.

Для углубленного изучения химических МУН рекомендуются монографии

Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. –

М.: Недра, 1985. – 308 с.

Ленченкова Л. Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. – 394 с.: ил. – ISBN 5-247-03815-0

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

33

Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.

В газовых МУН в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения.

При концентрированной закачке газ нагнетают в повышенные участки залежи для создания искусственной газовой шапки, нефть отбирают из скважин, расположенных ниже по структуре пласта.

При рассредоточенной закачке используют площадное расположение скважин. Механизм вытеснения нефти при рассредоточенной закачке газа изучен не полностью. Газ – вытесняющий агент с малой вязкостью – быстро прорывается от нагнетательных скважин к добывающим по высокопроницаемым зонам. Для предотвращения этого закачку газа сочетают с закачкой воды – водогазовое воздействие. Распространенным вариантом водогазового воздействия является попеременная закачка воды и газа: закачиваемая вода фильтруется по высокопроницаемым зонам

иснижает в них фазовую проницаемость по газу, после закачки воды приемистость скважин по газу резко снижается. Существуют технологии закачки в пласт смеси воды и газа в виде пены.

Модификации газового и водогазового воздействия применяли на участках Самотлорского месторождении в 1984-91 гг.: в пласт закачивали углеводородный газ 1-й ступени сепарации и – последовательно или попеременно – воду. Средний коэффициент извлечения нефти при заводнении (лекция 2) увеличился, по сравнению с заводнением без использования газа, на 7 – 15%

исоставил 0,59.

Для успешного применения газовых МУН закачку газа необходимо проектировать с начала разработки месторождения, чтобы вся система обустройства и конструкции скважин, как нагнетательных, так и добывающих, соответствовали технологии закачки газа.

Одним из первых опубликованных сообщений о возможности применения CO2 для увеличения нефтеотдачи можно считать публикацию 1932 г. (Рассел) с изложением результатов лабораторных исследований на образцах керна нефтесодержащего песчаника. CO2 хорошо растворяется в нефти, значительно снижая ее вязкость (с 1000 – 9000 мПа·с до 15 – 160 мПа·с и с 100 – 600 мПа·с до 3 – 15 мПа·с), и вызывает «разбухание» нефти – объем нефти может увеличиться в 1,5 – 1,7 раза. При давлении ~ 100 атм. и температуре 27 – 37 °С в 1 м3 нефти растворяется 250 – 300 м3 CO2, по растворимости в углеводородах CO2 сходен с пропаном.

Существует несколько технологий закачки CO2 в пласты для вытеснения из них нефти. Наиболее распространена непрерывная закачка CO2. В другой технологии CO2 закачивают

внеистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой водой. В истощенных пластах с низким пластовым давлением ~ 10 атм. CO2 непрерывно закачивают в пласт

вгазообразном состоянии в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом переходят в газообразную смесь CO2 и углеводородов. На поверхности CO2 и углеводороды разделяют, CO2 снова закачивают в пласт. При низких пластовых давлениях такой процесс недостаточно эффективен, поскольку требует закачки значительного объема CO2: отношение объема CO2 к объему извлеченных углеводородов достигает 100 м3 на 1 м3 нефти. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание CO2 и нефти не происходит, и из нефти извлекаются только легкие углеводороды.

Третья технология применения CO2 состоит в вытеснении нефти водой, насыщенной (3-5%) CO2. В пласте СО2 переходит из воды в нефть, изменяя ее свойства (так как растворимость СО2 нефти в 4 – 10 раз выше, чем в воде).

Считается, что наиболее целесообразна чередующаяся закачка CO2 и воды. Рекомендуемый размер первой «порции» CO2 составляет 2,5 – 5,0% порового объема пласта, а суммарный объем закачки CO2 – 20 – 30% порового объема пласта. По сравнению с закачкой воды чередующаяся закачка СО2 и воды приводит к росту коэффициента вытеснения на 10 – 15%.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

34

Источником СО2 могут быть природные газовые залежи, однако в большинстве из них содержится небольшое количество СО2. Другими источниками могут быть химические заводы и системы энергоснабжения, связанные с производством тепла и электричества. В ближайшие годы технология увеличения нефтеотдачи с применением СО2 нефти может оказаться очень популярной, так как она сокращает выбросы СО2 в атмосферу (технологии «захоронения двуокиси углерода»).

Закачку СО2 для увеличения нефтеотдачи наиболее широко применяют в США. По некоторым данным около 70 % мировой добычи нефти с закачкой СО2 приходится на месторождения в Техасе и Нью-Мексико. Объясняется это тем, что в США имеются крупные месторождения СО2, которого, для увеличения нефтеотдачи, требуется 1000 – 2000 м3 на тонну добытой нефти.

Первый промысловый эксперимент по закачке CO2 в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины. В целом по участку, по оценке института БашНИПИнефть, за счет закачки карбонизированной воды дополнительно добыли 27,3 тыс. т нефти, 5,8 т нефти на тонну закачанного CO2.

Закачка CO2 эффективна при вязкости нефти не более 10 – 15 мПа·с, так как при более высокой вязкости ухудшается смешиваемость CO2 с нефтью. Для обеспечения хорошей смешиваемости CO2 с нефтью пластовое давление должно быть более 80-90 атм. При толщине пласта более 25 м эффективность метода снижается из-за гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением.

Известны случаи успешного применения азота в глубокозалегающих залежах легкой нефти с высоким пластовым давлением. Но таких проектов за последние 40 лет описано всего несколько. Пример применения закачки азота – месторождение Джей/Литтл Эскамбия Крик (США). Единственным представительным проектом по закачке азота на морском месторождении с карбонатными коллекторами за пределами США, хорошо освещенным в литературе, является проект на месторождении Кантарел (Мексика). Снижение интереса к данной технологии объясняется большими капитальными и эксплуатационными затратами.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

35

Лекция 7. Тепловые (термические) методы увеличения нефтеотдачи.

Тепловые МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. Технологиям тепловых МУН посвящено наибольшее количество работ в мире. Первые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР начаты были А.Б. Шейнманом и К.К. Дуброваем в 30-е годы ХХ века.

Воснове тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей

впористой при среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз.

При закачке горячей воды и пара в пласт эффект от воздействия проявляется не сразу, до тех пор, пока не будет прогрет значительный объем пласта, заметного эффекта от воздействия не будет. Поэтому эти технологии часто применяют в виде тепловых обработок призабойных зон добывающих скважин, причем на первом этапе проводят тепловые обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин до создания между ними гидродинамической связи.

Тепловые методы по объему воздействия на пласт делятся на две группы:

– обработка призабойных зон скважин паром, горячей водой, паром с различными химическими добавками;

– площадное воздействие на пласт паром, горячей водой, внутрипластовым горением и применение комбинированных технологий.

Закачка горячей воды. Основной механизм увеличения нефтеотдачи пластов при закачке горячей воды основан на снижении вязкости нефти и ее тепловом расширении.

Вначале процесса закачки горячей воды в пласт она быстро отдает тепло породе, и остывает до пластовой температуры. Между вытесняемой нефтью и последующими порциями горячей воды образуется зона остывшей воды, и нефть вначале вытесняется водой пластовой температуры, что существенно не влияет на увеличение нефтеотдачи. Со временем пласт прогревается, в разработку включаются малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты водой пластовой температуры.

Внекоторых случаях при закачке горячей воды может наблюдаться процесс дистилляции (испарение и последующая конденсация легких фракций углеводорода) и инициирование смешивающегося вытеснения нефти на границе вода – нефть, что приводит к росту добычи. Смешивающееся вытеснение – вытеснение смешивающимися с нефтью веществами, дающее высокий коэффициент вытеснения (0,90 – 0,97), так как при полном смешивании извлекают капиллярно удержанную и пленочную нефть.

Вытеснение нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше тепла, поэтому наибольшее распространение в мировой практике получили технологии, основанные на закачке в пласт пара: циклические обработки паром призабойных зон добывающих скважин и площадная закачка пара через нагнетательные скважины.

Циклическая обработка паром призабойных зон добывающих скважин.

Один цикл включает три стадии: нагнетание пара, выдержка скважины «на пропитку», добыча нефти. Продолжительность закачки пара составляет 10 – 20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приемистости скважины по пару. Считается, что на 1 метр эффективной толщины нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. Например, при толщине пласта 15 м и приемистости скважины 150 т в сутки продолжительность стадии закачки пара составит 10 суток. После закачки расчетного количества пара скважину закрывают на пропитку на 5 – 10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины. Затем, в случае использования для закачки перегретого пара специального внутрискважинного оборудования, его извлекают и