МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Применение методов поддержания пластовых давлений при разработке залежей нефти (законтурное и внутриконтурное заводнение, закачка в повышенные части пласта газа или воздуха) позволяет наиболее рационально использовать естественную пла­стовую энергию и восполнять ее, значительно сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти.

Но конечная нефтеотдача пластов при любых известных мето­дах воздействия на них никогда не достигает 100%; в недрах всег­да остается значительное количество нефти, которая удерживается в порах пласта капиллярными силами или же находится в «цели­ках»—зонах пласта, не затронутых воздействием движущих сил. Чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше поровые ка­налы, тем сильнее проявляются удерживающие нефть капиллярные силы, тем больше в пласте остается нефти.

Лабораторными экспериментами доказано, что при напорном вытеснении нефти из однородного песчаного коллектора водой ко­нечная нефтеотдача коллектора может достигать 80%, в большин­стве же случаев она не превышает 60—70%.

Еще более низкая нефтеотдача наблюдается при эксплуатации залежей нефти при режиме растворенного газа или без поддержа­ния пластовых давлений. В разработанных (истощенных) при этих режимах залежах остаются неиспользованными (омертвлен­ными) огромные количества нефти (понятие «истощенный пласт или истощенная залежь» следует относить не к использованию первоначального запаса нефти, а к запасу пластовой энергии). Для повышения коэффициента нефтеотдачи в подобных случаях применяют вторичные методы добычи нефти, заключающиеся в нагнетании в истощенный пласт воды, газа или воздуха. Извлечь дополнительное количество нефти из недр можно при помощи форсированного отбора жидкости из сильно обводненных пластов.

Форсированный отбор жидкости в свете современных представ­лений является обязательным условием регулирования на послед­ней стадии разработки залежей, нефть из которых вытесняется водой.

На месторождениях, разрабатываемых с применением того или иного вида заводнения, увеличить нефтеотдачу можно путем улуч­шения нефтевымывающих свойств нагнетаемой воды за счет добавления в нее моющих средств или же различных загустителей. В ряде случаев хороших результатов можно ожидать от закачки в пласт горячей воды или пара.

Успешные результаты получены при промышленных испыта­ниях метода воздействия на пласт с помощью движущегося очага горения. Высокая нефтеотдача наблюдается при вытеснении нефти растворителями (сжиженными газами). Проходят промышленные испытания методы повышения нефтеотдачи путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при воздействии нагнетаемых углеводородных газов высокого давле­ния. Газ из эксплуатационных скважин вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.

Находятся в стадии промышленных и лабораторных испытаний новые методы воздействия на пласт—вытеснение нефти из пори­стой среды оторочками серной кислоты, электрические и вибра­ционные методы повышения подвижности нефти и т. д.

В последнее время в СССР и за рубежом стали проводиться опыты по использованию мощных внутрипластовых взрывов для разрушения плотных нефтесодержащих пород и увеличения нефтеотдачи.

Упомянутые методы воздействия на пласт эффективны при оп­ределенных геолого-физических условиях в залежи.

ВТОРИЧНЫЕ МЕТОДЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

В качестве вторичных мероприятий для извлечения остаточных запасов нефти из истощенной залежи применяют вытеснение этой нефти нагнетаемыми в залежь водой или газом (площадное за­воднение, площадная закачка газа или воздуха). При этом нагне­тательные скважины располагаются непосредственно в нефтяной зоне между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины или скважины, выбывшие из эксплуатации по тем или иным причинам.

Наиболее благоприятные объекты для применения вторичных методов добычи нефти—залежи, характеризующиеся минималь­ной нефтеотдачей в процессе первичной стадии их разработки, т. е. такие, при эксплуатации которых использовалась преимущест­венно энергия растворенного в нефти газа.

Условия, благоприятствующие эффективному применению вто­ричных методов добычи нефти, помимо наличия в пласте доста­точного количества неизвлеченной нефти: спокойное и пологое за­легание пластов, без нарушений и тектонической перебитости за­лежи; однородность литологического состава и проницаемости пород пласта; небольшая вязкость нефти; небольшая мощность продуктивного пласта.

Площадное заводнение. Распространенность этого ме­тода обусловливается в основном высокой нефтеотдачей при вы­теснении нефти водой. Так как плотность воды больше, чем плотность нефти, то нагнетаемая вода будет стремиться проходить по нижней части пласта (в истощенном пласте нижняя часть всегда больше насыщена нефтью по сравнению с верхней). Кроме того, вода, продвигаясь по пласту, заполняет поры породы и, смачивая пески, освобождает даже ту нефть, которая удерживается в по­роде прилипанием, т. е. силами молекулярного притяжения.

Следует, однако, отметить, что при бессистемном заводнении залежи эффект может оказаться отрицательным: при неравномер­ном обводнении площади образуются потерянные «целики» нефти, которые трудно выявить и, следовательно, ввести в эксплуатацию.

Для получения большего эффекта площадное заводнение сле­дует проводить в условиях равномерного и повсеместного воздей­ствия на залежь нагнетаемой воды так, чтобы локализовать рас­пространение ее и обработать максимальный объем породы за возможно более короткий срок.

Нагнетательные скважины в пределах сетки размещают рав­номерно по площади с таким расчетом, чтобы на каждую из них приходилась ограниченная ее часть, в пределах которой можно контролировать распространение нагнетаемой воды.

Рис. 38. Пятиточечная схема размещения скважин

Рис. 39. Семиточечная схема размещения скважин

В зависимости от принятой геометрической сетки размещения скважин на площади применяют ту или иную схему площадного заводнения. Так, квадратной сетке размещения скважин соответствует так называемая пятиточечная схема (рис. 38), при кото­рой в центре квадрата, составленного нагнетательными скважи­нами1, располагается эксплуатационная скважина 2. Нетрудно видеть, что каждая нагнетательная скважина при этом обслужи­вает также четыре эксплуатационные скважины, т. е. общее соот­ношение нагнетательных и эксплуатационных скважин равно 1:1.

При треугольной сетке размещения скважин осуществляется семиточечная схема (рис. 39), при которой, в центре шестиуголь­ника, составленного нагнетательными скважинами 1, располагает­ся эксплуатационная скважина 2. Каждая нагнетательная сква­жина обслуживает, таким образом, три эксплуатационные, и об­щее соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин равно 2:1.

И при той, и при другой схемах распространение нагнетаемой воды локализуется направлениями к эксплуатационным скважинам, что в условиях равномерной сетки скважин делает процесс полностью контролируемым.

Давление нагнетания зависит главным образом от объема на­гнетаемой воды и проницаемости пород. Следует учитывать, что с увеличением темпов закачки воды сроки вытеснения нефти не всегда сокращаются. Часто происходит прорыв воды в каком-ли­бо направлении и увеличивается ее удельный расход. Поэтому оп­тимальные скорости процесса следует определять опытным путем в каждом конкретном случае. При установившемся процессе (пос­ле заполнения всех пустот в породе жидкой фазой) количество нагнетаемой воды можно принять равным количеству жидкости, добываемой в единицу времени.

Требование равномерности размещения скважин при площад­ном заводнении связано с бурением новых скважин. Поэтому с увеличением глубин скважин ограничивается эффективность про­цесса. При глубинах свыше 800 м стоимость бурения новых сква­жин может стать уже значительным препятствием на этом пути; при глубинах меньше 150 м нагнетание воды может сопровождать­ся расслоением пород в связи с небольшой величиной горного дав­ления; это способствует бесконтрольным прорывам воды. Поэтому применение площадного заводнения наиболее целесообразно при глубинах от 150 до 800 м.

В связи с неоднородностью строения залежей, особенно по вертикали, возможны прорывы воды в каком-либо одном направ­лении, что значительно снижает эффективность метода. Чтобы предотвратить это явление, принимают следующие меры: а) изо­лируют участки, поглощающие воду, путем цементирования, хи­мического тампонажа, при помощи пакеров; б) регулируют темпы нагнетания воды и отбора жидкости вплоть до прекращения по­следнего; в) частично уменьшают проницаемость зон, наиболее поглощающих воду, путем нагнетания в них загрязненной воды, воздуха в смеси с водой и пр.

Площадная закачка газа (воздуха) в пласт. При этом методе добычи нефти принцип размещения скважин по пло­щади такой же, как и при площадном заводнении.

Нормы закачки газа или воздуха на одну нагнетательную сква­жину устанавливают опытным путем в пределах 2000—5000 м³/сут при мощности пласта не более 20 м. Чрезмерная интенсивность нагнетания рабочего агента может привести к бесполезным его прорывам в каком-либо одном направлении. Для предотвращения прорывов рабочего агента принимают следующие меры:

регулируют отбор нефти в эксплуатационных скважинах, в на­правлении которых намечается, прорыв, вплоть до временного закрытия этих скважин;

производят временную подкачку воды в нагнетательные сква­жины, являющиеся очагами прорывов газа;

сокращают объем нагнетания газа в отдельных скважинах вплоть до перевода их в эксплуатационные при оборудовании под нагнетание других скважин.

В большинстве случаев в качестве рабочего агента для нагне­тания в пласт применяют не газ, а воздух, хотя наиболее жела­тельным было бы применение естественного нефтяного газа. Эта объясняется главным образом отсутствием на промыслах необ­ходимых ресурсов газа. Воздух как рабочий агент имеет некото­рые положительные свойства: он хуже растворяется в нефти и является по сравнению с газом лучшим проталкивающим нефть агентом.

Отрицательные свойства воздуха как рабочего агента следую­щие:

1) длительное соприкосновение нефти с воздухом может при­вести к частичному окислению нефти и ухудшению ее подвиж­ности;

2) смешение воздуха с пластовым газом приводит к уменьше­нию калорийности последнего;

3) выпуск в атмосферу сильно «загрязненного» в эксплуата­ционных скважинах газа воздухом приводит к потере ценных бен­зиновых фракций;

4) при очень сильном обогащении воздухом извлекаемого газа использование последнего сопряжено с опасностью получения взрывчатых смесей, поэтому необходимо уделять особое внимание исследованиям газовой продукции и вопросам техники безопас­ности;

5) воздействие кислорода воздуха, особенно в присутствии во­ды, приводит к усиленной коррозии труб и подземного оборудо­вания в скважинах.

Вторичные методы добычи нефти во всех своих вариантах—вынужденные мероприятия, которые приходится применять вслед­ствие малой эффективности методов работы на первичной стадии разработки месторождений.

Применение современных рациональных систем разработки нефтяных залежей с ранним использованием искусственных про­цессов поддержания пластового давления, безусловно, сведет к минимуму применение вторичных методов, так как уже на пер­вичной стадии может быть достигнута надлежащая нефтеотдача.

В настоящее время вторичные методы добычи нефти применя­ют лишь на разработанных (старых) месторождениях, в которых еще осталось большое количество неизвлеченной нефти.

Форсированный отбор жидкости. Форсированный отбор жидкости из сильно обводненных залежей рассматривается как завершающий процесс эксплуатации.

Обычно при использовании энергии наступающей воды экс­плуатация скважин ведется с тем или иным ограничением отбора во избежание неравномерного продвижения контура воды. Тем не менее в процессе этого продвижения неизбежно наступает момент обводнения скважин, сначала близко расположенных к продвига­ющемуся контуру, а затем и находящихся в центре залежи. В та­кой обводненной залежи отдельные скважины могут перейти поч­ти полностью на воду, что, конечно, приведет к прекращению их эксплуатации, хотя нефть может оставаться еще в значительных количествах или в наименее проницаемых зонах залежи, частично обойденных водой, или в прикровлевых зонах между скважинами. В таких условиях форсирование отбора жидкости по всем сква­жинам путем увеличения градиентов давления и скорости движе­ния ее в пласте к скважинам способствует вовлечению в общее движение также и жидкости (а следовательно, и нефти), занимав­шей каналы, по которым при меньших градиентах движения не было.

Форсируют отбор постепенно: сначала увеличивают дебиты отдельных скважин на 30—50%, затем доводят отбор до двух-, четырехкратного. Таким образом, остаточные скопления нефти, обойденные водой при продвижении ее по пласту, с повышением скоростей фильтрации жидкости постепенно вымываются из за­стойных зон, и общий коэффициент нефтеотдачи при этом увеличивается. Практика показывает, что наилучшие результаты при форсированных отборах жидкости можно получить в том случае, если продукция скважин обводнена на 75—85%. Кроме того, ус­ловиями, обеспечивающими наибольшую эффективность метода, являются высокая проницаемость пород и высокие уровни жид­кости в скважинах.

Показателем эффективности процесса служит положительная реакция большинства скважин на увеличение темпов отбора, т. е. повышение или, по крайней мере, прекращение снижения процентного содержания нефти в добываемой жидкости. Пределом при­менимости метода форсированного отбора можно считать повтор­ное снижение процентного и абсолютного содержания нефти в добываемой жидкости до минимально допустимого.

Средством форсирования отборов могут быть любые техниче­ские приспособления, способные перемещать большие количества жидкости: глубинные насосы больших диаметров, погружные электронасосы, газовоздушные подъемники.

ЗАКАЧКА В ПЛАСТ ВОДЫ, ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяют во многих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средст­ва, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела. Концентрация ПАВ в по­верхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходя­щими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно ма­лых концентрациях ПАВ в растворе.

Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два сле­дующих основных класса.

1. Ионогенные, молекулы которых в водной среде диссо­циируют на ионы — носители поверхностной активности.

2. Неионогенные, в которых активной частью, воздейству­ющей на поверхность путем избирательной адсорбции, являют­ся полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы.

Ионогенные ПАВ, в свою очередь, подразделяются на группы: а) анионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион и отрицательно за­ряженный анион—последний является носителем поверхностно-активных свойств; б) катионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, но поверх­ностную активность имеют катионы—положительно заряженные группы.

К основным анионоактивным ПАВ относят карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты (получаемые окислением парафина), нафтеновые кислоты и их мыла, мылонаф­ты и др. Кроме того, к анионоактивным ПАВ относят алкилсульфаты (натриевые или калиевые соли сульфоэфиров высших жир­ных кислот), алкилсульфонаты (натриевые или калиевые соли сульфокислот), алкиларилсульфонаты (соли сульфокислот арома­тических углеводородов) и др.

В промышленности наиболее часто применяют следующие анионоактивные ПАВ.

1. Моющие средства «Новость», «Прогресс», и другие, относя­щиеся к алкилсульфатам.

2. Моющий препарат сульфонат—смесь натриевых солей алкилсульфокислот с алкильными остатками, содержащими 12—18 атомов углерода.

3. Сульфонол и ДС-РАС (детергент советский—рафиниро­ванный алкиларилсульфонат); водные растворы этих реагентов имеют моющие и пенообразующие свойства.

Почти все анионоактивные ПАВ полностью растворяются в пресной воде, не растворяются в керосине и выпадают в осадок в пластовой воде.

К катионоактивным ПАВ относят небольшую группу веществ — солей четырехзамещенных аммониевых оснований. Наиболее из­вестны катамины А и К, карбозолин О и катапин А.

В нефтяной промышленности наиболее широко применяют неионогенные ПАВ, которые обладают высокой поверхностной ак­тивностью, хорошо растворяются в хлоркальциевых водах и недают осадков, меньше адсорбируются на поверхности пород, чем ионогенные ПАВ. Неионогенные ПАВ получают соединением орга­нических кислот, спиртов, фенолов, меркаптанов и аминокислот с окисью этилена или пропилена.

Поверхностные свойства неионогенных ПАВ можно изменять в широких пределах не только изменением строения гидрофобной части, но также и числа молей присоединенной окиси этилена. Изменяя число групп окиси этилена, получают вещества с раз­личной активностью, отвечающей практически любым требова­ниям промышленного использования.

Из числа неионогенных ПАВ в промышленных условиях наи­более широко были испытаны следующие.

1. Реагенты ОП-10 и ОП-7—оксиэтилированные алкилфенолы, представляющие собой продукты конденсации смеси алкилфенолов с окисью этилена и отличающиеся числом остатков присоединенной окиси.

2. Реагенты КАУФЭ-14 и УФЭ-8 — оксиэтилированные про­дукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Условный шифр КАУФЭ-n: К—крекинг бензин, АУФ — алкилированные угольные фенолы, Э—окись этилена, n—число молей окиси этилена на 1 моль алкилированного фенола. Шифр УФЭ-n: УФ—угольные фенолы, остальные обозначения прежние.

3. Реагент ОЖК—оксиэтилированные жирные кислоты— продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами (выше С2о), получаемыми при окислении парафина.

4. Проксанолы и проксамины—продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля (проксанол) или этилендиамина (проксамин).

В нефтяной промышленности также применяют импортные неионогенные поверхностно-активные вещества. Наиболее извес­тен среди этих веществ—реагент дисолван 4411.

Поверхностно-активные вещества, добавляемые в закачивае­мую в пласт воду, оказывают многостороннее воздействие на физико-химические свойства пластовых систем.Они даже при небольшой концентрации способствуют значительному снижению поверхностного натяжения воды на границе с нефтью и твердой поверхностью, в результате чего более полно вытесняется нефть из пористой среды. ПАВ способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде, улучшают моющие свойства воды.

Кроме того, ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями и на интенсивность капиллярного впиты­вания воды в нефтенасыщенную породу.

Лабораторные опыты показывают, что при вытеснении нефти растворами ПАВ нефтеотдача может быть на 15—16% выше, чем при использовании обычных вод. Для реальных коллекторов вопросы применения ПАВ осложняются рядом нерешенных про­блем, которые трудно разрешить лабораторными опытами. Име­ются опасения, что значительная адсорбция ПАВ на поверхности породы из-за большой протяженности коллектора вызовет необ­ходимость значительно повышать начальную концентрацию рас­твора ПАВ. Недостаточно выяснена роль ПАВ в условиях неоднородности физических свойств реальных коллекторов. Необходимо также уточнить влияние на поведение растворов ПАВ вала оста­точной воды, возникающего на фронте вытеснения.

Для окончательной проверки целесообразности применения ПАВ для обработки воды, нагнетаемой в залежь с целью повы­шения нефтеотдачи, проводят промышленные опыты по закачке растворов ПАВ в пласт. На Арланском месторождении в Баш­кирии получены обнадеживающие результаты при пробной за­качке в пласт 0,05% раствора ОП-10 и 0,05% раствора неионогенного ПАВ «превоцел» (ГДР).

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ОТОРОЧКОЙ ЗАГУЩЕННОЙ ВОДЫ

Подвижность жидкостей (нефти, воды) в пластовых условиях условно выражается отношением фазовой проницаемости для дан­ной жидкости и ее вязкости.

Установлено, что нефтеотдача коллектора в значительной сте­пени зависит от соотношения подвижностей воды и нефти:

(80)

где k_в и k_н—фазовые проницаемости для воды и нефти; μ_В и μ_н—динамическая вязкость воды и нефти.

При значительной величине М возникает вязкостная неустой­чивость фронта вытеснения, сопровождающаяся быстрыми проры­вами воды к эксплуатационным скважинам при низких значениях коэффициента нефтеотдачи. Уменьшение подвижности воды может быть достигнуто за счет повышения ее вязкости с помощью загустителей. При этом повышается эффективность вытеснения нефти из неоднородного коллектора также вследствие выравнива­ния фронта вытеснения. Вязкость воды может быть повышена до­бавлением в нее водорастворимых полимеров. Благоприятный результат, по данным лабораторных и промысловых эксперимен­тов, получен при использовании в качестве загустителя гидролизованного полиакриламида (ПАА). Это вещество имеет высоко­молекулярное строение (относительная молекулярная масса достигает нескольких миллионов), сравнительно хорошо растворя­ется в воде и дает при небольших концентрациях вязкие раство­ры, что является следствием характера структуры, размера и взаимодействия молекул полиакриламида. В СССР применяют две технологические схемы производства ПАА, в результате ко­торых получают известковый и аммиачный полимеры.

При практическом осуществлении процесса наиболее рацио­нально закачивать в пласт оторочку загущенной воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Опыты показывают, что при этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый вязким раствором. Первые порции загущенной воды смешиваются с погребенной, а в тыль­ной части оторочки загущенная вода смешивается с нагнетаемой. При этом основными факторами, обусловливающими величину зоны смеси, являются соотношение вязкости жидкостей, вытесняе­мой и нагнетаемой, и пройденное зоной расстояние.

В качестве рабочего агента повышенной вязкости могут быть использованы пены, приготовленные на аэрированной воде с до­бавкой 0,2—1,0% пенообразующих веществ. Такие пены имеют вязкость в 5—10 раз большую вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается в глубь пласта водой.

ЗАКАЧКА В ПЛАСТ УГЛЕКИСЛОТЫ

Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ в качестве вытес­няющей нефть оторочки нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Получен эффект также при вытеснении нефти непосредственно водными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытесне­нии нефти углекислотой объясняется рядом причин. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком С0₂, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхностного натяжения на границе с водой. Эффективность вытеснения нефти углекис­лотой возрастает также вследствие образования на фронте вала из смеси легких углеводородов и СО₂, что связано с их экстрак­цией из нефти углекислым газом. Считается, что положительное влияние на нефтеотдачу углекислота оказывает вследствие актив­ного ее химического взаимодействия с породой, что сопровожда­ется увеличением проницаемости.

Лабораторными исследованиями установлено, что нефтеотдача существенно повышается при вытеснении нефти карбонизиро­ванной водой с массовой концентрацией 4—5% СО₂ в растворе.

НАГНЕТАНИЕ В ПЛАСТ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно ис­пользуются горячая вода и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за едет сни­жения вязкости нефти, теплового расширения пластовой нефти и скелета пласта, а также интенсификации капиллярной пропитки (для гидрофильных пластов). В результате увеличиваются по­движность нефти, фазовая проницаемость для нее и охват пласта вытесняющим агентом, создаются условия для вытеснения нефти из малопроницаемых целиков. В случае нагнетания в пласт пара к указанным факторам добавляется еще так называемый эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и переносе ее по пласту в парооб­разном виде.

При выборе объекта для нагнетания теплоносителя следует иметь в «виду, что некоторые глинистые материалы, содержащиеся в продуктивном пласте, обладают способностью набухать при воздействии на них горячей водой и паром и уменьшать эффек­тивную проницаемость пласта. Температурное воздействие в неко­торых случаях может также несколько интенсифицировать вынос песка и образование песчаных пробок в эксплуатационных сква­жинах.

Важное значение имеет характер строения продуктивного пласта. Если залежь представлена пропластками различной про­ницаемости, то нагнетаемый рабочий агент в первую очередь будет проникать по более проницаемым пропласткам. При нагне­тании в пласт холодной воды это может привести к охлаждению малопроницаемых пропластков и полному исключению их из разработки. В случае же нагнетания теплоносителя малопрони­цаемые пропластки будут прогреваться посредством теплопро­водности и включаться, таким образом, в разработку. Следова­тельно, многослойные пласты, сложенные пропластками различной проницаемости, могут служить одним из объектов для нагнетания теплоносителей.

Глубина залегания продуктивного пласта имеет значение в том отношении, что с увеличением глубины растут потери тепла в стволе скважины, что может отрицательно повлиять на экономику процесса. Эффективная мощность продуктивного пласта влияет на потери тепла через кровлю и подошву: чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь и тем больше относительная величина тепловых потерь.

При нагнетании в пласт горячей воды ее качеству должно быть уделено серьезное внимание, поскольку от этого зависит продол­жительная и бесперебойная работа установки.

При нагнетании пара используется насыщенный, а не перегре­тый пар, так как производство перегретого пара требует исклю­чительно тщательной подготовки питательной воды, что в про­мысловых условиях трудно осуществить.

При непрерывном нагнетания теплоносителя значительная часть вводимого в пласт тепла расходуется на нагревание пород, залегающих выше и ниже продуктивного горизонта. Для более ра­ционального использования тепла советскими учеными на основе теоретических и лабораторных исследований предложена следую­щая схема процесса нагнетания в пласт теплоносителя.

Вначале в пласт в течение определенного времени нагнетают горячий агент. После образования в пласте нагретой зоны необ­ходимых размеров прекращают нагнетать горячий агент и начи­нают нагнетать холодный. При поступлении в нагретую зону холодный агент нагревается (т. е. превращается в теплоноситель) и во время дальнейшего движения прогревает более удаленные участки пласта. Пористая среда (порода-коллектор) действует как теплообменник с большой поверхностью теплообмена. По мере остывания первоначально нагретого участка пласта некоторая часть тепла, переданного ранее окружающим породам, постепенно возвращается обратно в пласт. Таким образом, тепло, ак­кумулированное в пласте (а также частично в окружающих его породах), реализуется для нагревания рабочего агента непосред­ственно в пластовых условиях.

Размеры и температуру предварительно подогреваемой зоны, необходимые для тепловой обработки нагреваемого участка пла­ста, определяют расчетным путем.

Нагнетание в пласт теплоносителя осуществляется обычно при пятиточечной схеме размещения скважин с центральным располо­жением нагнетательной скважины. В зависимости от конкретных условий можно применять семиточечную сетку, а также линейное и радиальное размещение рядов нагнетательных и эксплуата­ционных скважин.

При разработке месторождения с нагнетанием теплоносителя целесообразно применять более плотную сетку скважин, чем при обычном заводнении. Расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами обычно составляет 100—200 м.

Подачу пара в скважину рекомендуется начинать при неболь­ших его расходах с постепенным увеличением до максимального значения. Быстрый ввод скважины для нагнетания пара вызы­вает неравномерное прогревание обсадной колонны и цементного камня, что может привести к нарушению герметичности крепле­ния "скважины. После прогрева обсадной колонны нагнетание теп­лоносителя рекомендуется проводить с максимально большим расходом при располагаемом давлении, что сокращает потери тепла 'в стволе скважины и через кровлю-подошву пласта. Применяемые на практике величины расхода пара колеблются от 100 до 250 т/сут и более на одну нагнетательную скважину.

Особо важное значение имеют контроль за ходом осущест­вления процесса и его регулирование. В процессе нагнетания теп­лоносителя должны регулярно контролироваться: давление нагне­тания, температура на устье и забое нагнетательных и эксплуа­тационных скважин, степень сухости теплоносителя (если нагнетается пар), изменение во времени дебитов нефти и воды, а также химический состав добываемой воды. Все эти данные необходимы для регулирования хода процесса и анализа его эффективности.

На практике нередко наблюдается неравномерное продвиже­ние нагнетаемого агента в направлении отдельных эксплуатацион­ных скважин, что устанавливается по данным химического ана­лиза добываемой пластовой воды и замеров температуры на забое эксплуатационных скважин. Особенно часто это наблю­дается в случае нагнетания в пласт пара. Для борьбы с этим явлением применяется ограничение дебита эксплуатационной скважины, находящейся в направлении преимущественного про­движения пара (горячей воды).

Оборудование, применяемое для нагнетания в пласт горячей воды, состоит из водогрейных установок и коммуникаций горячей воды. Устьевое и внутрискважинное оборудование нагнетательных скважин, как правило, используется стандартного типа, которое применяется при заводнении.

Тип водогрейной установки выбирается в зависимости от тем­пературы, до которой необходимо нагреть воду. Если температура воды не превышает 100°С, применяют серийно выпускаемые водогрейные установки различного назначения.

Для нагнетания горячей воды в пласт разработана двухкон­турная установка производительностью 600 м³/ч воды, нагретой до 100°С. Теплоносителем является вторичный, пар, генерируемый в самоиспарителях из воды, подогретой в водогрейном котле. Для предотвращения образования накипи на поверхностях теплообме­на зреющей камеры выпарного аппарата при использовании для питания высокоминерализованной воды вводят мелкозернистый порошок, аналогичный по составу выделяющейся накипи, на ко­тором затем агрегируется выпадающий при нагреве оса­док СаСОз.

При нагреве воды до более высокой температуры (150— 200 °С) используют водогрейные теплофикационные котлы. Воду температурой более 180—200 °С можно (получить на специальных установках, где в соответствующих теплообменных устройствах (типа сетевых подогревателей) готовится теплоноситель.

Применяемое при нагнетании в пласт пара оборудование со­стоит из паровых котлов, паропроводов, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Пар можно по­лучить из полустационарных и стационарных паровых котельных и передвижных парогенераторных установок, в качестве которых применяются установки типа ППГУ-4/120, ППГУ-4/120М и др. Передвижные парогенераторные установки монтируют в виде устройств, когда на общей площадке устанавливают несколько агрегатов. В установках ППГУ теплопроизводительность по от­пускаемому пару равна 2,32 кВт/ч, рабочее давление на выходе из парогенератора 6—12 МПа, в «качестве топлива используется нефть или нефтяной газ.

ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ

Тепловое воздействие на нефтяной пласт, кроме закачки в него различных теплоносителей, может быть осуществлено гази­фикацией пласта, т. е. созданием в пласте внутрипластового пе­редвижного очага горения (ВДОГ). При этом методе после зажи­гания тем или иным способом нефти у забоя зажигательной (нагне­тательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горе­ния за счет достоянного нагнетания с поверхности воздуха или сме­си воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта го­рения газы и пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлека­ются через них на поверхность.

Наиболее изученной технологической схемой внутрипластового передвижного очага горения является прямоточная схема на пятискважинных участках с нагнетательной скважиной в центре. Разработка нефтяного пласта производится последовательным включением отдельных его участков. При такой схеме осущест­вляется следующий порядок операций.

Рис. 40. Схема процесса ВДОГ:

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

При помощи глубинного нагревательного устройства на забое нагнетательной скважины нагревается участок пласта и созда­ется высокотемпературная зона. Для создания очага горения при­меняют различные глубинные нагревательные устройства, обычно электрические или газовые.

После нагрева призабойной зоны в скважину подается окис­лительный агент для воспламенения нефти, содержащейся в пласте, и возбуждается исходный очаг горения.

При непрерывной подаче окислительного агента начинается движение очага горения в пласте в направлении потока окисли­теля. После того как очаг горения получил достаточную стабиль­ность и начал передвигаться к эксплуатационным скважинам, зажигательная скважина становится только нагнетательной, забой ее охлаждается, а нагревательный глубинный агрегат извлека­ется на поверхность.

При горении в пласте выделяется достаточное количество теп­ла, которым нагревается нефть, находящаяся в пласте впереди фронта горения. Вязкость ее сильно уменьшается, а давление нагнетаемого воздуха заставляет ее двигаться по направлению к эксплуатационным скважинам. При горении происходит крекинг, в результате которого более легкие фракции оттесняются к эксплуатационным скважинам, а тяжелые смолистые остатки в виде кокса остаются в песчанике, являясь горючим материалом при дальнейшем движении фронта горения. В пласте сгорает около 10% заключенной в нем нефти.

Характерное распределение нефтеводонасыщенности при про­цессе ВДОГ, построенное по экспериментальным данным совет­ских и зарубежных ученых, показано на рис. 40. При ВДОГ образуются: легкие углеводороды, которые затем конденсируются в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения; перегретый пар из реакционной и пластовой вод и из влаги, поступающей с окислителем, с последующей его конденсацией; высоконагретые газы горения (С0₂, СО, N₂ и остаточный О₂), частично раст­воряющиеся в воде и нефти; твердый коксоподобный остаток.

Содержащиеся в продуктах горения перегретые пары воды, соприкасаясь в начале зоны предварительного повышения тем­пературы с ненагретой породой, конденсируются, образуя в пласте «вал горячей воды» (зону повышенной водонасыщенности), кото­рый эффективно вытесняет нефть.

В первой приближении можно считать, что ВДОГ с использо­ванием в качестве окислителя воздуха или воздуха, обогащенно­го кислородом, может быть успешно осуществлен в пластах, содержащих нефть с плотностью выше 900 кг/м³ и вязкостью выше 100 сПз (0,01 Па*с).

Создание ВДОГ независимо от качества содержащейся в по­ристой среде нефти может быть осуществлено лишь при нагнета­нии в пласт газовоздушной смеси. При этом количество воздуха в смеси должно быть достаточным для сжигания газа и коксоподобного остатка.

Температура фронта горения зависит от количества сгораю­щего материала, расхода окислителя, тепловых характеристик нефтенасыщенной породы, тепловых потерь в пространстве, окру­жающем зону горения, и может колебаться от 350 до 650 °С.

В последнее время изучается процесс влажного горения, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. После себя очаг горе­ния оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме лишь частично расходуется на нагревание воздуха. Остальная часть остается неиспользованной. При добавлении воды остав­шееся тепло можно использовать на ее нагревание и испарение. Через фронт горения испарившаяся вода проходит, не влияя на процесс горения. Достигнув оторочки горячих жидких продуктов, пар конденсируется, способствуя увеличению количества тепла, которое выделяется в этой области. Скорость перемещения ото­рочки возрастает, и она быстрее достигает эксплуатационных скважин, благодаря чему процесс прекращается за более корот­кий срок.

Кроме того, при влажном горении сгорает меньше коксового остатка, что также сокращает количество необходимого воздуха.

ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть до­стигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними.

Отсутствие границы раздела между двумя жидкостями воз­можно лишь в условиях, когда эти жидкости взаимно растворимы и образуют однофазную систему. Две жидкости могут совершенно не растворяться друг в друге (например, ртуть и вода), раст­воряться до известного предела (например, анилин и вода) или, наконец, могут взаимно растворяться в любых соотношениях (на­пример, спирт и вода).

Под смешиваемостью вытесняемой и вытесняющей фаз в нефтяном пласте понимается их полная взаимная растворимость, причем в любых соотношениях при данных температуре и давлении. Если две фазы растворяются одна в другой, но не в любых пропорциях, то, хотя они и обладают ограниченной сме­шиваемостью, их не считают смешивающимися. Некоторые углеводороды или их группы, ограниченно взаимно растворимые при одних температурах и давлениях, не могут смешиваться при дру­гих температурах и давлениях.

При атмосферных условиях метан является газом, а нефть жидкостью. Такое же состояние этих веществ сохраняется, напри­мер, при давлении 14 МПа и температуре 65 °С. С повышением давления количество метана, растворяющегося в нефти, увели­чится (примерно по закону Генри), однако не в любых количествах. Если количество метана больше того, какое может быть растворено в нефти, получается две фазы: газированная нефть и свободней газ—метан. Следовательно, при указанных выше условиях нефть и метан являются ограниченно взаимно раствори­мыми, т.е. не обладают смешиваемостью.

Пропан при атмосферных условиях, так же как и метан, явля­ется газом. Однако при давлении 14 МПа и температуре 65 °С пропан обращается в жидкость, так как упругость его паров при этой температуре составляет только 2,5 МПа. В этих условиях газообразный метан и жидкий пропан смешиваются в любых соотношениях, образуя газообразную смесь. Следовательно, при 14 МПа и 65 °С эти два углеводорода обладают смешиваемостью.

При давлении 14 МПа и температуре 65 °С пропан и нефть также способны взаимно растворяться в любых соотношениях, смесь их также будет жидкостью. Так как пропан и нефть обла­дают смешиваемостью, то при вытеснении нефти пропаном между ними не будет границы раздела.

Вытеснение нефти сжиженными газам и. Метод извлечения нефти из перовых каналов в условиях смешиваемости вытесняемой и вытесняющих фаз называется методом вытеснения нефти смешивающейся фазой или методом вытеснения при сме­шивании. При вытеснении нефти сжиженными газами (пропаном, бутаном или их смесью) из кернов практически достигается 100%-ная нефтеотдача.

Рис. 41. Вытеснение нефти сжиженными газами из полно­стью обводнившихся кернов

Важная особенность метода—возможность его применения после отбора нефти из пласта с помощью заводнения. На рис. 41 приведена типовая кривая для такого процесса, построенная по опытным данным, из которой видно, что вначале из керна нефть не вытесняется, происходит замещение воды сжиженным газом и накапливание нефти по фронту вытеснения. После того как око­ло 30% объема пор керна будет заполнено сжиженным газом, на­чинает появляться нефть. В дальнейшем вытесняется только нефть и при прокачке сжиженного газа в количестве 1,5 объема пор извлекается почти 100% содержащейся в керне нефти.

Возможность почти полного вытес­нения нефти из пласта была под­тверждена опытами, проведенными на модели пласта. Для вытеснения 99,9% нефти Ромашкинского место­рождения потребовалось прокачать пропана в количестве 1,6 объема порового пространства.

Вязкую, высокосмолистую нефть при этих опытах не удалось пол­ностью вытеснить: при прокачке про­пана в количестве 2,1 объема пор было вытеснено только 87% нефти. Это объясняется тем, что пропан не растворяет асфальтены и наиболее конденсированные смолы, которые в значительном количестве остаются в пласте. Следовательно, чистый пропан не может быть рекомендован для вытеснения высокосмолистых (обычно высоковязких) нефтей.

Сжиженный газ вытесняет нефть из малопроницаемых пластов, в чем заключается его преимущество перед другими вытесняющими агентами, например водой.

В связи с бурным развитием нефтехимической промышленности и широким применением сжиженных газов в быту пропаны бутаны являются продуктами большого спроса. Поэтому применять проданы и бутаны для вытеснения нефти со значительными удельными расходами экономически нецелесообразно.

Экспериментальные работы, проведенные в этом направлении позволили найти способ уменьшения расхода сжиженных газов для осуществления процесса вытеснения нефти из пластов—спо­соб создания вала или оторочки из растворителей (сжиженных газов). При этом в пласт вначале нагнетается сжиженный газ а затем отбензиненный нефтяной газ. Оторочка из сжиженные газов вытесняет нефть, а газ по мере продвижения по пласту полностью вытесняет сжиженный газ, так как последний раство­ряется в сухом газе. Схема вытеснения пластовой нефти отороч­кой из сжиженного газа показана на рис. 42.

Минимально необходимым объемом оторочки принято назы­вать такой ее объем, при котором обеспечивается сохранение участка 100%-ной насыщенности растворителем по всей длине пласта. Для однородной пористой среды минимально необходи­мый объем оторочки, по даннымВНИИ, составляет 3—4% от объема пор обрабатываемого пласта. При обработке растворите­лями реального коллектора из-за его неоднородности объем оторочки увеличивается до 10—12% от объема пор обрабаты­ваемого участка.

Для вытеснения пластовой нефти сжиженными газами не тре­буется высокое давление. Процесс можно осуществлять при дав­лениях в пределах 8—14 МПа в зависимости от состава сжиженного газа и пластовой темпера­туры. Необходимо, чтобы давле­ние обеспечивало полную смеши­ваемость сжиженного газа (ра­створителя) с пластовой нефтью и с газом, перемещающим ото­рочку растворителя.

Рис. 42. Распределение углеводородов при вытеснении нефти жидким про­паном:

/ — нефть; 2 — зона смеси пропана с пла­стовой нефтью; 3 — зона чистого пропана; 4—смесь пропана с сухим газом; 5—су­хой газ

Чтобы растворитель находил­ся в жидком состоянии, давление на фронте вытеснения нефти оторочкой должно быть выше критического давления паров растворителя при пластовой температуре. Вместе с тем требова­ние, чтобы растворитель находился в жидком состоянии, ограничивает его применение в залежах, температура в которых ниже его критической температуры. Например, критическая температура пропана 96,6°С, и если пластовая температура выше этой величины, пропан в чистом виде применять нельзя. К нему необходимо добавить более высокие гомологи метана, обладающие более высокой критической температурой (бутан, пентан).

Вытеснение нефти обогащенным газом. Сущ­ность этого метода заключается в следующем. В нефтяной пласт нагнетается газ, в значительной степени обогащенный промежу­точными углеводородами (С₂—С₆), чаще пропаном. Так как кон­центрация этих углеводородов в нефти ниже, чем в газе, происхо­дит их растворение в нефти. В результате нефть «разбухает» и увеличивается в объеме; следовательно, нефтенасыщенность пласта повышается. При повышении нефтенасыщенности увеличи­вается относительная проницаемость пористой среды для нефти, что облегчает приток нефти к эксплуатационным скважинам Кроме того, уменьшение вязкости остаточной нефти в результате растворения в ней промежуточных углеводородов (С₂—С₆) также ведет к более эффективному извлечению нефти.

Вытеснение нефти газом высокого давления. При этом процессе вытесняющий агент—газ—состоит преимущественно из метана. В данном случае необходимая переходная зона может образоваться за счет промежуточных углеводородов содержащихся в пластовой нефти. Эти углеводороды могут выделяться из нефти вследствие их обратного испарения; при соответствующих температурах и давлениях система «нефть—газ» пере ходит в однофазное состояние. Для такого перехода необходимо во-первых, чтобы нефть содержала значительное количество про межуточных компонентов (С₂—С₆), т.е. нефть должна быть лег кой, и, во-вторых, необходимо высокое давление на фронте вытеснения (свыше 20 МПа).

Процесс закачки газа под высоким давлением можно разделить на ряд этапов.

На первой стадии процесс вытеснения нефти газом проходит неэффективно, и за фронтом вытеснения остается значительное количество неизвлеченной нефти.

На второй стадии происходит вытеснение, при котором на гра­нице контакта газ — нефть газ обогащается промежуточными компонентами, содержащимися в нефти. На третьей стадии обогащенный газ, продвигаясь по пласту, продолжает растворять промежуточные углеводородные компо­ненты б 'вытесняемой нефти.

На четвертой стадии предельно обогащенный газ смешивается с пластовой нефтью.

На пятой стадии происходит вытеснение нефти смешиваю­щимся с ней растворителем, и в зоне пласта, подвергнутой воз­действию, не остается неизвлеченной нефти.

Для осуществления любого метода вытеснения нефти из плас­тов смешивающимися агентами, или растворителями, необходимы определенные условия. Например, при залегании нефти на глуби­не до 500 м ни один из них не применим, так как максимальное давление, допустимое на такой глубине без опасения разрыва пласта, недостаточно для обеспечения полной взаимной раствори­мости даже пропана с вытесняющим его сухим газом, не говоря уже о вытеснении последним нефти в условиях смешиваемости. Однако в различных районах встречается такое большое разно­образие геологического строения нефтяных залежей, глубин их залегания, физических свойств коллекторов, составов нефти и газов, что не может быть сомнения в том, что все эти методы могут найти применение. Очевидно, для этих методов, прежде всего, подходят месторождения, в которых, помимо нефтяной залежи, подлежащей доразработке, имеется также газовая залежь или же поблизости от которых возможно получение пропана (одного или в смеси с этаном и бутаном) и имеются избытки газа.