Химические методы увеличения нефтеотдачи

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Казанский (Приволжский) Федеральный Университет»

Институт геологии и нефтегазовых технологий

Кафедра разработки и эксплуатации месторождений трудноизвлекаемых углеводородов

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Химические методы увеличения нефтеотдачи»

Студент (бакалавр), 3 курс, гр. 03-608

Алексей Александрович Максимов

Научный руководитель, Доцент, кандидат

технических наук Ирек Миргазиянович Нафиков

Казань 2019



Введение

По многим оценкам во многих странах-лидерах по запасам нефти и газа в настоящее время разработка месторождений ведется недостаточно эффективно, хотя, как мы можем заметить, потребность людей в нефти и нефтепродуктах растет из года в год. Средний коэффициент извлечения нефти в Российской Федерации и за её пределами колеблется от 25 до 40%.

Рассмотрим более наглядно: так например, в Канаде, США и Саудовской Аравии данный коэффициент составляет - 33-37%, в России и странах её ближнего зарубежья - до 40%, коэффициент средней нефтеотдачи пластов в странах Латинской Америки 24-27%, в Иране - 16-17%.

Не сложно догадаться, что большая часть запасов нефти, а именно 55-75% от первоначальных геологических, остается в недрах. Такие запасы называются остаточными или не извлекаемыми.

Рис. 1 Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти

Следует вывод, что задачи применения новых технологий нефтедобычи на сегодняшний день актуальны, как никогда. Лишь благодаря им мы сможем увеличить нефтеотдачу разрабатываемых пластов. Традиционные методы не способны извлечь остаточные запасы.



Цели применения МУН

Из года в год в странах-лидерах по запасам нефти и газа интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов повышается. Легко заметить тенденцию у нефтяных компаний, которые все больше и больше выделяют средства для поиска и разработки новых подходов к более эффективным методам разработки месторождений.

Для того, чтобы повысить экономическую эффективность и уменьшить капитальные вложения принято весь срок разработки месторождений делить на три этапа.

Первый этап добычи характеризуется тем, что мы выбираем такую систему разработки, благодаря которой мы бы смогли наиболее эффективно использовать энергию пласта.

Второй этап в свою очередь характеризуется непосредственно закачкой воды или газа. Целью таких методов является поддержание пластового давления. Данные методы называются вторичными.

Третий этап в целях повышения эффективности разработки месторождения представлен внедрением методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Рис. 2 Естественная энергия пласта



Рис. 3 Закачка воды/газа

Рис. 4 Применение МУН

В настоящее время представлено большое многообразие методов увеличения нефтеотдачи. На их появление повлияло несколько причин. От методов увеличения нефтеотдачи требуется их большая эффективность в воздействии на нефть, рассеянную в загазованных или заводненных зонах пластов, на слои обладающие малой проницаемостью и высокой нефтенасыщенностью, на линзы и такие зоны пласта, где дренирование не охвачено. Велико не только многообразие остаточных запасов, но и различные свойства нефти, воды, газов и других параметров, которыми остаточные запасы представлены.

Классификация МУН

1. Химические методы:

-микробиологическое воздействие;

-кислоты;

-растворы полимеров;

-композиции химических реагентов (мицеллярные растворы и другие);

-щелочные растворы;

-водные растворы ПАВ (пенные системы здесь же).

2. Тепловые методы:

-вытеснение нефти горячей водой;

-паротепловое воздействие на пласт;

-пароциклическая обработка скважины;

-внутрипластовое горение.

3. Гидродинамические методы:

-барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

-ступенчато-термальное заводнение;

-интегрированные технологии;

-форсированный отбор жидкости;

-вовлечение в разработку недренируемых запасов;

-нестационарное (циклическое) заводнение.

4. Газовые методы:

-воздействие на пласт двуокисью углерода;

-воздействие на пласт углеводородным газом (ШФЛУ здесь же);

-воздействие на пласт дымовыми газами, азотом и др;

-закачка воздуха в пласт.

5. Комбинированные методы.

В настоящее время большинство воздействия на пласт являются комбинированными методами. Чаще всего комбинируются такие принципы воздействия, как физико-химический и тепловой методы, гидродинамический и тепловой методы, физико-химический и гидродинамический методы и другие.

6. Физические методы.

Стоит отметить физические методы увеличения дебита скважин отдельно от методов увеличения нефтеотдачи, так как методы увеличения нефтеотдачи подразумевают огромный потенциал вытесняющего агента, а в физических методах увеличения дебита скважины используется энергия пласта. Также они зачастую не увеличивают коэффициент извлечения нефти, а лишь временно увеличивают добычу (текущую нефтеотдачу).

Часто используемые физические методы увеличения дебита скважины:

-электромагнитное воздействие;

-ГРП;

-волновое воздействие на пласт;

-горизонтальные скважины;

-другие аналогичные методы.

Основные МУН

Тепловые МУН

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи - это методы увеличения притока флюидов и улучшения продуктивности скважин, заключающиеся в повышении температуры в зоне около забоя и ствола скважины. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи получили огромное распространение в добыче высоковязкой нефти, а также парафинистых и смолистых нефтей. Благодаря повышению температуры нефть разжижается, парафин и смолистые вещества, которые часто оседают на стенках скважин и подъемных трубах, расплавляются.



Рис. 5 Механизм вытеснения нефти при тепловых МУН

Паротепловое воздействие на пласт.

Вытеснение нефти паром или как его еще называют паротепловое воздействие на пласт (ПТВ) является наиболее распространенным методом увеличения нефтеотдачи при добыче высоковязких нефтей. Данный метод заключается в нагнетании пара с поверхности в пласты с невысокой температурой, насыщенными высоковязкими нефтями через специальные нагнетательные скважины. Особенностью пара является его высокие значения теплоемкости. Попадая в вышеописанные пласты он передает свое тепло на улучшение фильтрационно-емкостных свойств, а также для снижения вязкости нефти. В данном методе можно выделить три зоны:

1) Зона вытеснения нефти паром;

2) Зона горячего конденсата;

3) Зона не охваченная тепловых воздействием.

Первая зона расположена вокруг нагнетательной скважины. Температуры колеблются от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С). В данной зоне происходит экстракция из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту. Легкие фракции также называют дистиллятом нефти. Во второй зоне происходит процесс вытеснения нефти водой в неизотермических условиях. Температуры здесь колеблется от температуры начала конденсации до пластовой. Зона, не охваченная тепловым воздействием, в свою очередь характеризуется вытеснением нефти пластовой водой. Все три зоны отличаются по механизму вытеснения нефти из пласта, распределению насыщенности флюида, а также температурой. Стоит отметить, что каждая из этих зон оказывает влияние друг на друга.

Внутрипластовое горение.

Данный метод заключается в создании зоны, и её дальнейшего перемещения, обладающей высокой температурой. Данная зона характеризуется небольшими размерами. Тепло создается вследствие экзотермических реакций нефти и нагнетаемым кислородом.

Рис. 6 Внутрипластовое горение

Топливом в данном случае является нефть, которая остается после вытеснения ее водой, водяным паром, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В зависимости от плотности и вязкости нефти, проницаемости горных пород в процессе внутрипластового горения выгорает от 5 до 25 процентов нефти. Исследователи установили, что при уменьшении проницаемости и повышении плотности и вязкости нефти расход топлива будет расти, и соответственно наоборот.

Существует два вида ВПГ:

1) Противоточный процесс;

2) Прямоточный процесс.

В первом случае зона горения движется навстречу кислороду, а во втором наоборот.

Нагнетание окислителя в пласт происходит при помощи компрессоров. После начала нагнетания ждут определенное количество времени до появления признаков экзотермических реакций. Обнаруживают данные признаки при помощи слежения за температурой в эксплуатационных скважинах и исследованиям проб газов. Данный период обычно занимает несколько месяцев. Если по его истечении вышеописанные признаки не появились, то приступают к инициированию горения. Существует множество способ инициирования горения. Среди них:

1) При помощи подачи катализатора;

2) При помощи газовой горелки;

3) При помощи электрического забойного нагревателя;

4) Использование теплоты окислительных реакций определенных веществ (пирофоров).

После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха, с постоянно возрастающим его расходом. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность 2, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Исследованиями установлено, что зона фронта горения 3 имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона 4 коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.

Перед зоной испарения движется зона 5 конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6 жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне 6 снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» зона 7 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре равной пластовой. Последняя зона 8 - зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.

Эффективная реализация процесса внутрипластового горения зависит от правильного подбора нефтяной залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и экономичное применение такого способа.

Для внутрипластового горения наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3-25 м. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50-60%, а первоначальная обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в широких пределах. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм².

Пароциклические обработки скважин.

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Газовые МУН

Прежде чем на промыслах стали поддерживать пластовое давление заводнением, многие компании использовали технологии закачки природного или нефтяного газа. И в то время данные технологии считались экономически эффективными. С их помощью удавалось поддерживать достаточно высокие дебиты, а также повышать коэффициент извлечения нефти на 5-10% в сравнении с режимом растворенного газа. Однако время показало, что вода лучше проявляет себя в качестве вытесняющего агента, чем газ. Во многом это связано с тем, что газ имеет намного меньшую вязкость, чем вода, а именно в 10-15 раз меньше ее. Это влекло за собой быстрые прорывы в крупнопористых и высокопроницаемых зонах. Поэтому газовые методы увеличения нефтеотдачи лучше применять в слабопроницаемых пластах.

Вода стремится занимать более мелкие поры, а газ наоборот более крупные, и под действием гравитации занимать верхнюю часть пласта. С учетом данных особенностей благодаря исследованиям решили использовать преимущества газа и воды совместно. Дабы уменьшить их минусы нагнетание происходит циклически. Соотношение нагнетаемой воды и газа будет зависеть от соотношения мелких и крупных пор в пласте коллекторе, а именно первое соотношение должно быть пропорционально второму.

Для нас очень важно повысить охват неоднородных зон заводнением. Такого эффекта мы можем достичь циклическим нагнетанием газа и воды. Относительная проводимость высокопроницаемых зон, занятых водогазовой смесью, снижается. На практике часто убеждались в эффективности нагнетания воды и газа совместно, чем их нагнетание по-отдельности. В сравнении с обычным заводнением коэффициент извлечения нефти можно увеличить на 7-15%. Однако, для повышения эффективности данного метода нужно обеспечить одновременный прорыв воды и газа в добывающие скважины.

Закачка воздуха в пласт.

Название метода говорит само за себя. Метод основан на закачке воздуха через нагнетающие скважины в пласт и в его преобразовании в вытесняющий агент. После закачки в пласте происходят процессы низкотемпературных окислений. Благодаря им возникает газовый агент, который содержит широкую фракцию легких углеводородов, углекислый газ, а также азот.

Преимущества:
- дешевизна агента;

-Особенности пласта, а именно благодаря его высокой пластовой температуре внутрипластовое окислительные процессы инициируются самопроизвольно.

Рис. 7 Механизм вытеснения нефти при закачке воздуха в пласт

Закачка углекислого газа.

Преимуществом закачки углекислого газа в сравнении с закачкой непосредственно углеводородных газов, является то, что он намного лучше растворяется в жидкости. А повышению его растворимости мы можем при помощи уменьшения температуры и повышения давления.

Если сравнивать растворение углекислого газа в воде с его же растворением в нефти, то в нефти он растворяется в 4-10 раз лучше. Благодаря этому он может переходить из воды, а точнее его раствора, в нефть. В процессе данного перехода межфазное натяжение уменьшается, и вытеснение приближается к смешивающемуся.

С увеличением содержания углекислого газа в нефти, его вязкость снижается, плотность уменьшается, а объем растет.

Данное увеличение объема благоприятно сказывается в повышении нефтеотдачи. Однако, это для случаев с нефтями, обладающими невысокой вязкостью. В случае с высоковязкими нефтями главным влиянием углекислого газа на нефть будет снижение ее вязкости. И чем больше вязкость нефти изначально, тем большее снижение.

Углекислый газ будет вытеснять нефть, как обычный растворитель в случае, когда пластовое давление больше, чем давление полного смешивания пластовой нефти. В данном случае образовываются три зоны:

1) Зона с чистым углекислым газом;

2) Переходная зона;

3) Зона первоначальной пластовой нефти.

Встречаются такие случаи, когда нагнетание углекислого газа происходит в заводненную залежь. В данном случае формируется зона с валом нефти, который вытесняется пластовую воду. Данная зона расположена перед зоной углекислого газа.

Воздействие при помощи дымовых газов, азота и др.

Данные методы отлично сочетают в себе механическое и химическое воздействия с тепловым. Заключается же он в горении твердых порохов в жидкости. Также особенностью является отсутствие защитных оболочек и герметичных камер. Особенности сочетания:

а) Главными компонентами горения являются углекислый газ и хлористый водород; как было сказано выше, углекислый газ в процессе растворения в нефти способствует уменьшению ее вязкости и увеличению объема; хлористый водород в свою очередь способствует образованию слабоконцетрированного солянокислотного раствора. Однако, это возможно лишь при наличии воды.

б) В процессе проникновения нагретых пороховых газов в пласт, они способствуют расплавлению асфальтенов, смол, а также парафинов.

в) Газы горения, которые образуются в пласте, находятся под давлением. Давление порой достигает до 100 МПа. Благодаря этому они вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая способствует расширению трещин, а также образованию новых.

Гидродинамические МУН

Благодаря гидродинамическим методам при заводнении мы можем снизить текущую обводненность, интенсифицировать добычу, а также уменьшить объемы прокачиваемой через пласт воды.

Интегрированные технологии.

Данные методы лучше всего обособить в отдельную группу, так как они направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.

На основе специального режима нестационарного воздействия мы можем увеличить добычу путем направления наших действий на переток в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые.

Барьерное заводнение на газонефтяных залежах.

Одним из основных осложнений при эксплуатации газонефтяных залежей является прорывы газа к забоям добывающих скважин, что встречается достаточно часто при высоком газовом факторе. При барьерном заводнении нагнетательные скважины расположены рядом с газонефтяным контактом. Для того, чтобы исключить перетоки нефти в газовую часть залежи и наоборот, нужно регулировать дебиты нефти и газа, а также расход в нагнетательных скважинах.

Нестационарное (цилическое) заводнение.

Физическим смыслом нестационарного (циклического) заводнения является «увеличение упругого запаса пластовой системы путем циклического увеличения и понижения давления нагнетаемой воды». В результате таких действий в пласте создаются перетоки жидкости между зонами с различной проницаемостью, а также перепады давления. Изменяя величину и направление репрессий, мы способствуем проникновению закачиваемой воды в застойные нефтяные зоны. Лучше всего использовать данный метод в неоднородных продуктивных пластах.

Бывают случаи когда возникают разные по знаку перепады давления между нефтенасыщенными и заводненными зонами. Это связано с тем, что пласты с разной проницаемостью имеют различные значения пьезопроводности, а именно в слоях с небольшой проницаемостью значение пьезопроводности невелико, в сравнении со слоями с высокой проницаемостью. Скорость распространения давления ведет себя также (в слоях с низкой проницаемостью скорость распространения значительно ниже, чем в слоях с высокой проницаемостью). При повышении объема нагнетаемой воды в нагнетающих скважинах или снижении отбора в добывающих скважинах появляются положительные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление ниже, а в водонасыщенных - выше.

Отрицательные перепады давления возникают в случаях, когда снижается объем закачиваемой воды в нагнетающих скважинах или при увеличении отбора жидкости в добывающих скважинах. При отрицательных перепадах давления в заводненных зонах давление ниже, а в нефтенасыщенных выше. Перераспределение жидкости в неравномерно насыщенном пласте будет происходить при перепадах давления с переменными знаками.

При достижении обводненности 75% осуществляется форсированный отбор жидкости. Хоть это и поздняя стадия разработки, нефтеотдача будет увеличиваться. Связано это с тем, что увеличивается скорость фильтрации и градиент давления. Преимуществом данного метода является вовлечение зон, не охваченных заводнением.

Методы увеличения дебита скважин

Гидроразрыв пласта.

Также его называют гидравлическим разрывом пласта (ГРП). Физический смысл данного метода заключается в закачке вязкой жидкости, благодаря чему создается давление на забое скважины, а далее возникают трещины в горных породах. Данные трещины подразделяются по ориентации, а именно на горизонтальные и вертикальные. Длина данных трещин достигает до десяток метров, а ширина до нескольких сантиметров. Для того, чтобы трещины не смыкались, далее закачивают жидкость, которая обладает высокой вязкостью, с твердыми частичками. Чаще всего гидроразрыв пласта проводится в пластах, обладающих низкой проницаемостью, так как в них зачастую определенные участки не вовлекаются в разработку, что подразумевает снижение коэффициента извлечения нефти. Благодаря возникновению новых трещин после проведения гидроразрыва пласта нефть из слабодренируемых участков поступает к скважине, что подразумевает рост нефтеотдачи.

Горизонтальные скважины.

Горизонтальная скважина - это скважина, в конструкции которой угол отклонения составляет 90°. Однако, на практике не существует идеально прямых вертикальных и горизонтальных скважин. Бурение таких скважин намного дороже обычных вертикальных, но и продуктивность горизонтальных скважин тоже больше. Дебит горизонтальной скважины зависит от длины ствола, и будет значительно больше, если в пласте будут преобладать трещины с вертикальным уклоном, и если в пласте коллекторе будут содержаться газовая шапка или вода. Последнее условие снизит вероятность прорыва газа. Что касается проницаемости, то горизонтальные скважины применяются как в пластах с низкой проницаемостью, так и в пластах с высокой проницаемостью. Горизонтальные скважины используются также в качестве нагнетательных, но в качестве добывающих они используются намного чаще.



Рис. 8 Схематическое изображение горизонтальных скважин. а, б, в - соответственно с большим, со средним и с малым радиусом кривизны

Электромагнитное воздействие.

При действии переменного электрического поля в пластах возникают определенные термогидродинамические процессы. Суть электромагнитного воздействия заключается в использовании особенностей этих процессов. Когда молекулы флюидов находятся под действие электрического поля, они начинают колебаться. Характер данных колебаний зависит от частоты издаваемого источником электрического поля. В процессе данных колебаний, что самое главное осуществляется прогрев пласта. Растворенные в нефти газы выделяются из неё, вследствие этого пластовое давление увеличивается. По мере увеличения температуры вязкость нефти уменьшается. К преимуществам можно также отнести улучшение состояния призабойной зоны и разрушение газогидратных, асфальто-смолистых и парафиновых пробок в скважине.

Волновое воздействие на пласт.

Целью волнового воздействия на пласт является вовлечение в разработку изолированных участков. В настоящее время существует большое разнообразие волнового и термоволнового воздействия. Некоторые относят данный метод к категории дальнего площадного воздействия. Основаниями для этого является то, что при волновом воздействии положительный эффект мы можем увидеть и на расстоянии сотни и более метров.

Химические методы увеличения нефтеотдачи

Методы добычи с применением растворителей

Согласно истории, применение растворителей в качестве метода увеличения нефтеотдачи является одним из самых ранних. С начала 60-х годов закачка сжиженного нефтяного газа «оторочками» с последующим его вытеснением сухим природным «продавочным» газом получило большое распространение. Однако, во второй половине 70-х годов из-за резкого увеличения цены на нефть большее внимание начали уделять методам с применением растворителей. Среди же методов с использованием растворителей более выгодно себя показал метод с закачкой двуокиси углерода, хотя уже к тому времени было известно не мало различных растворителей. Название «вытеснение нефти растворителем» назвалось именно так, потому что смешивающийся агент с нефтью в идеальном случае смешивается лишь частично.

В методе увеличения нефтеотдачи с применением растворителя нефть участвует в таких процессах, как испарение, экстрагирование, конденсация, солюбизация, растворение и другие. Все они объединены фазовыми изменениями. В данном методе встречаются процессы увеличения объема нефти (вследствие ее обогощением двуокисью кислорода), уменьшение вязкости нефти и другие, но самым важным процессом является экстрагирование.

Существует различное множество жидкостей и газов для экстрагирования нефти: очищенные углеводороды, азот, топливный газ, сжиженный и природный сжиженный газ, спирты, отработавший газ, кетоны, сжиженный нефтяной газ и другие. Далее мы более подробно рассмотрим такие растворители, как N2, CH4 и CO2.

Процесс вытеснения нефти растворителем. Так как в настоящее время известно большое множество растворителей, пластов и типов процессов, полно и множество интересных вариаций. Поэтому мы рассмотрим более подробно лишь процесс вытеснения нефти двуокисью углерода и выделим его основные аспекты. нефть нефтеотдача скважина теплоотдача

На рисунке 9 представлен идеализированный разрез между скважинами. Закачивать растворитель начинают на стадии истощения пласта. Чаще всего растворитель закачивают в пласт, нефть в котором обладает невысокой вязкостью (менее 3 мПа*с). Бывают, конечно, и исключение, как, например в Гудрихе в 1980 году. Существуют различные вариации закачки: закачка с водой, попеременная закачка воды и газа, неразбавленным растворителем, непрерывно и другие. На рисунке же представлена закачка растворителя одновременно с водой через парные нагнетательные скважины. Закачка растворителя и воды совместно способствует улучшению в отношении подвижности растворителя и нефти. Так, например, если закачивать углекислый газ растворенным в воде при несмешивающемся режиме, то добыча нефти будет происходит за счет увеличения её объема вследствие обогащения нефти CO2.

Высокого предельного коэффициента вытеснения мы можем достичь, если растворитель будет полностью смешиваться с нефтью. Объясняется это тем, что наличие остаточных фаз отсутствует. В случае частичного смешивания с нефтью, состав растворителя в области смешивания способен изменяться, увеличивая смешиваемость на месте. Но в любом случае, и при смешивающемся вытеснении, и при развивающемся растворитель должен вытеснять подвижную воду.

На практике закачка растворителя не представляет собой бесконечный процесс. Связано это из экономических соображений. И именно поэтому, вслед за ней идет продавочная жидкость. Суть которой заключается в «продавливании» растворителя к скважинам. В качестве продавочной жидкости чаще всего используют азот, воду, воздух, а также сухой природный газ. Обуславливается это хорошим взаимодействием с растворителем и наличие в существенных количествах.



Рис. 9 Процесс вытеснения нефти с применением растворителей

Свойства растворителей. Рисунок 10 отображает зависимость температуры от давления для компонентов, подписанных на самом рисунке. На каждой кривой мы можем увидеть кривую давления насыщенного пара. На нашем рисунке кривые давления насыщенного пара соединены тройной меткой и критической точкой.

Анализируя подобные диаграммы, ученые установили, что для большинства компонентов критические давления входят в интервал от 3.4 Мпа до 6.8 Мпа. Что касается критических температур, то они разбросаны в широком интервале. Можно заметить закономерность, что с увеличением молекулярного веса, критические значения также растут. Однако есть и исключения. Например, у двуокиси углерода, молекулярная масса которого составляет 44, критическая температура равна 304 К. Так как на практике пластовая температура и давление зачастую больше 300-400 К и 6-7 МПа соответственно, то сухой природный газ, азот и воздух в пласту будут являться сверхкритическими жидкостями. Сжиженный нефтяной газ чаще всего является жидкостью в пласту, а двуокись углерода в свою очередь сверхкритической жидкостью. Свойства у двуокиси углерода более близки к жидкости, нежели к легким растворителям. Связанно это с тем, что температуры близки к критической температуре двуокиси углерода.

На рисунках 11 и 12 отображены коэффициенты сжимаемости для воздуха и CO₂ соответственно. Благодаря им мы сможем рассчитать плотность жидкости.

(1)

, где P - давление,

M_w - молярная масса,

R - постоянная Больцмана

T - температура

Z - коэффициент сжимаемости.

Отсюда же следует удельный молярный объем

(2)

, где T_s - стандартная температура,

P_s - стандартный объем.

По мере увеличения молекулярной массы, вещества приобретают жидкостные свойства. Однако, двуокись углерода ведет себя вновь не стандартно при сравнении его коэффициента пластового объема и плотности с теми же параметрами для воздуха. Для СО₂ при 339 К и 17 МПа, с3 = 0.69 г/см3, а В3 = 2.69 дм3/стандарт. куб. м. Двуокись углерода проявляет себя лучше, чем воздух в том, что он меньше подвержен гравитационному разделению. Связано это с тем, что его плотность близка к плотности легкой нефти. Однако, при вытеснении нефти двуокисью углерода гравитационное разделение может проявить себя в случаях с высокими значениями водонасыщенности горных пород. Это в свою очередь связано с поведением двуокисью углерода, а именно он больше стремится отделиться от воды, нежели от нефти.

Рис. 10 Кривые давления насыщенного пара для разных веществ

Рис. 11 Диаграмма сжимаемости для воздуха (Гиббс, 1971)

Рис. 12 Диаграмма сжимаемости для двуокиси углерода (СО2) (Гиббс, 1971)

Для того, чтобы заполнить один и тот же определенный объем пласта требуется в 3 раза меньше грамм молекул воздуха, чем двуокиси углерода. Например, для заполнения одного кубометра пласта нам потребуется 370 кубических метров двуокиси углерода, а для воздуха в свою очередь потребуется лишь 140 кубических метров. Данные расчеты приведены из коэффициентов пластового объема при одинаковых давлениях и температурах.

На рисунках 13 и 14 отображены вязкость пробы природного газа и вязкость двуокиси углерода в виде функции давления при разных температурах соответственно. Если рассматривать представленный интервал температур и давлений, то вязкость воздуха, азота, дымового газа, природного газа, а также CH4 примерно равны. Что касается вязкости двуокиси углерода, то она уже будет в 2, а то в 3 раза больше. Значительного облегчения при закачке вышеперечисленных растворителей не будет, так как относительно углеводородных жидкостей вязкость двуокиси углерода все равно достаточно низкая. А что касается объемного коэффициента охвата, то у двуокиси углерода данный параметр будет лучше. Связано это с тем, что отношение подвижностей двуокиси углерода - нефти будет в 2-3 раза меньше, относительно других растворителей.

Рис. 13 Вязкость пробы природного газа

Рис. 14 Вязкость двуокиси углерода в виде функции давления при разных температурах

Оценка нефтеотдачи в промысловых условиях. По суммарному материальному балансу (из лабораторных опытов) или по результатам расчета движения отдельных фаз в многофазном потоке мы можем построить график с зависимостью средней концентрации растворителя и нефти от безразмерного времени при одномерном вытеснении. Допустим он у нас есть. На рисунке 18 отображены концентрации, взятые из экспериментальных данных, приведенные на рисунке 15. Сплошные линии в данном случае являются решением для движения отдельных фаз в многофазовом потоке.

Рис. 15 Изменение характеристик выходящего потока в заводнении с применением СО2



Рис. 16 Изображение, отображающее контактную зону и зону проникновения по 5 точечной схеме размещения скважин (четвертая часть)

Далее в этом пункте курсовой работы мы проиллюстрируем поправку этих данных непосредственно на коэффициент охвата по площади. Если бы мы использовали функцию коэффициента охвата то мощности, то мы аналогично смогли бы сделать поправку на коэффициент охвата по мощности.

Стоит учесть образование языков из-за разности вязкостей. Мы их также включаем в функции концентрации, но именно по этой же причине не можем их включить в корреляцию охвата по площади. Ученый Кларидж учел этот фактор, определив коэффициент охвата «зоны проникновения». Это отображается на рисунке 17. Он вывел уравнения для описания потока в условиях ограниченной пяти-точечной схемы, так как до этого установил, что корреляция охвата по площади Кодла и Уитта лучше всего аппроксимирует охват зоны проникновения. А далее он более подробно рассмотрел вторичные процессы вытеснения, разработав для них методику комбинирования охвата по площади и мощности. Однако, далее мы обобщим методику Клариджа для заводнений с произвольным соотношением попеременно закачиваемой воды и газа и произвольных исходных условий.

Рис. 17 Схематическое изображение поведения средних концентраций

На рисунке 16 участок проникновения определяется участком кривой, соединяющей противоположные концы языков. E_A в нашем случае это коэффициента охвата участка проникновения по площади. Участок проникновения дается произведением E_A и площади участка. Площадь, фактически занимаемая языками растворителя продемонстрирована на рисунке 16 как контактная площадь.

Что касается средних концентраций позади фронта, то мы их определяем как средние концентрации в зоне проникновения:



(3)

Средними концентрациями в контактной зоне являются (С₁,С₂,С₃)_J, закачанные концентрации. С_i равны функциям средних концентраций после прорыва; до этого они постоянны и равны их величине в момент прорыва C_i⁰ (см. рис. 18).

Рис. 18 Средняя концентрация, полученная в экспериментальном вытеснении

(4)

, где q - скорость закачки-добычи,

V_p - общий поровый объем,

t - время.

Для нефти мы можем записать как:



(5)

, где N_p2D - суммарная нефть, которую добыли. Однако, здесь этот параметр выражен как доля нефти, содержащаяся в пласте на начало закачки растворителя ,

Для того, чтобы выразить нефтеотдачу в виде доли начального количества нефти в пласте, уравнение (5) потребуется умножить на соотношение С₂₁ к (1-S_1r) - начальную нефтенасыщенность.

Здесь мы начинаем использовать t_D1 в виде функции времени для C_i и t_D2 для E_A, так как ни одна функция, как правило, не зависит явно от реального безразмерного времени t_D в уравнении (5). Далее мы устанавливаем соотношение между t_D1,t_D2 и t_D.

Прорыв происходит при t_D1=(1+W_R)C₃⁰, где C₃⁰ - это средняя концентрация растворителя позади фронта или перед прорывом. На рисунке 18 построенные кривые показывают зависимость средней концентрации в одномерной системе от t_D1 (пунктирные линии). В последующем выводе мы не используем средние концентрации системы; мы показываем их на рисунке 18 для полноты.

Концентрация позади фронта после прорыва и средние концентрации одинаковы.

Представим непрерывную одномерную проницаемую среду с известными C₂=C₂(t_D1) и C₃=C₃(t_D1). Соответствующим определением для t_D1 будет следующее:

(6)

Если мы определяем области, в которых течение отсутствует, с помощью областей, в которые не было проникновения, показанные на рисунке 17, безразмерное время t_D1 принимает вид:

(7)

С другой стороны, рассмотрим равномерную пятиточечную систему с известным E_A=E_A(t_D2), в которую одновременно закачивают растворитель и воду. Если нефть и вода в области проникновения рассматриваются как часть скелета породы, соответствующее безразмерное время t_D2 принимает вид:

(8)

А его можно разделить на следующее:

(9)

После прорыва t_D2 можно записать по нашей терминологии, как:

(10)

Уравнения (7) и (10) являются соотношениями между различным безразмерным временем. Кларидж называет t_D1 и t_D2 кажущимися поровыми объемами, закачанными при соответствующей переменной. t_D можно исключить из уравнений (7) и (10), получив следующее:

(11)

Определения в уравнениях (7) и (11) можно подтвердить, отметив, что, когда прорыв происходит в площадном измерении, он также происходит и в одномерном измерении. Так, при прорыве мы имеем t_D2=E_A и C₃=C₃⁰, из чего следует, что t_D1=(1+W_R)C₃⁰ из уравнения (11). Рис.18 показывает, что это действительно правильное безразмерное время прорыва для одномерной системы. Метод расчета правильных t_D1, t_D2 и t_D является итеративным.

1. Рассчитайте соотношение подвижностей M, которое должно использоваться в корреляции охвата по площади. Мы определяем соотношение подвижностей, исходя из средних концентраций позади фронта в момент прорыва

(12)

Для этого нужны кривые относительной проницаемости. Если кривых нет, M можно рассчитать по одномерным данным следующим образом:

(13)

, где где q= объемный расход, а ?P =суммарный перепад давления. Численная величина M не меняется во время расчета.

2. Для этой величины М найдите коэффициент охвата по площади в момент прорыва t_D2⁰=E_A⁰. Безразмерное время прорыва для комбинированного коэффициента охвата по площади и вытеснения равно t_D⁰=E_A⁰(1+W_R)C₃⁰ из уравнения (10). Итеративные вычисления начинаются с t_D⁰

3. Установите t_D>t_D⁰.

4. Выберите t_D1>C₃⁰(1+W_R).

5. Рассчитайте C₃(t_D1) из одномерных результатов.

6. Рассчитайте t_D2 из уравнения (10).

7. Рассчитайте E_A(t_D2) из корреляции охвата по площади.

8. Рассчитайте t_D1 из уравнения (7)

9. Тест на сходимость. Если t_D1, рассчитанные на этапах 4 и 8, разнятся менее, чем на какую-то небольшую установленную допустимую величину, сходимость получена; если нет, повторно рассчитайте t_D1 и вернитесь к этапу 4.

10. Рассчитайте суммарную добычу нефти по уравнению (5) и рассчитайте комбинированное движение отдельных фаз каждого компонента из

(14)

11. Увеличьте t_D и вернитесь к этапу 3 для более позднего времени. Вся процедура продолжается до тех пор, пока t_D не будет больше, чем некий установленный максимум. Процедура дает сходимость за 2-4 итерации на этап путем простой подстановки. Комбинированное движение отдельных фаз в уравнении (14) представляет собой вклад зоны проникновения (первый член) и зоны, в которую проникновения не было (второй член), причем все выражения рассчитывались при последовательных значениях t_D1, t_D2 и t_D. Члены F_i в уравнении (14) взяты из одномерных кривых, и производные получили численную оценку. Раз F_i^T(t_D) известно, мы рассчитываем скорости компонентов в стандартных объемах, как

(15)

Соответствующие реальному времени t путем преобразования

(16)

На Рис.19 показаны результаты поправок на коэффициент охвата по площади, применительно к данным, представленным на Рис.18. Ось y показывает суммарную добытую нефть в виде доли от начального количества нефти в пласте на начало закачки растворителя, а ось x показывает каждое из трех безразмерных времен. Случай, в котором используется комбинированный коэффициент охвата по площади вытеснения, показывает более ранний прорыв, чем два других случая, и за исключением более раннего времени, везде дает меньшие показатели. Комбинированная долевая нефтеотдача в конкретное безразмерное время не является просто произведением коэффициента площадного охвата и вытеснения в это время. Соответствующее безразмерное время для последовательно определяемых двух последних факторов дается уравнениями (7) и (10). Для этого конкретного случая Рис.19 показывает, что комбинированная нефтеотдача приблизительно в равной степени зависит от коэффициента охвата по площади и коэффициента вытеснения.



Рис. 19 Расчетное суммарное количество добытой нефти

Заключение по методу вытеснения растворителями. По наши дни метод вытеснения нефти растворителями занимает большую часть в методах повышения нефтеотдачи. Это оправдано тем, что на данный момент до сих пор остаются достаточно залежей, где данная технология способна себя оправдать. Хоть метод вытеснения нефти растворителями лучше всего себя проявляет в пластах с высокой проницаемостью и нефтью с низкой вязкостью, с учетом развития технологий есть множество предпосылок к тому, что данный метод будет справляться и с более сложными пластами и более вязкими нефтями. В данной работе мы в общих чертах рассмотрели процесс вытеснения нефти растворителями, свойства растворителей, а также оценку нефтеотдачи в условиях промысла.

Мицеллярно-полимерное заводнение

Всем давно известно, что в отмытых водой зонах капиллярные силы способствуют удержанию достаточно большого количества нефти. Проявляют они себя вследствие межфазного натяжения между водной и нефтяной фазой. Для конечного коэффициента извлечения нефти данное межфазное натяжение играет не благоприятную роль, так как закачиваемая вода на каких-либо участках обходит нефть. Мицеллярно-полимерное заводнение является отличным примером метода увеличения нефтеотдачи, которое способствует уменьшению межфазного натяжения, тем самым вытесняя незадействованные участки с нефтью и увеличивая коэффициент извлечения нефти.

За снижением межфазного натяжения, следует снижение капиллярных сил. Благодаря снижению капиллярных сил уменьшается вероятность того, что нефть останется сзади несмешивающегося вытеснения. Вязкостные силы в свою очередь способствуют мобилизации нефти. Для того, чтобы исключить оставления нефти позади несмешивающегося вытеснения требуются порой сверхнизкие межфазные натяжения. Чтобы достичь данного эффекта потребуются химические вещества с высокими значениями поверхностной активности.

Процесс мицеллярно-полимерного заводнения. Мицеллярно-полимерным заводнением является процесс закачки поверхностно-активного вещества в пласты с целью повышения коэффициента извлечения нефти. Данный метод отделяют от щелочного заводнения, так как во втором поверхностно-активные вещества образуются непосредственно в пласте.

Согласно истории, данный метод получал различные названия в литературе, однако мицеллярно-полимерное заводнение является наименее неопределенном в сравнении с химическим заводнением и другими. Так как мицеллярно-полимерное заводнение получило разнообразие в своем применении, существует большое множество различий в типе и последовательности закачиваемого агента, но далее мы рассмотрим не различия, а остановимся на общих чертах.

Рис. 20 Идеальное мицеллярно-полимерное заводнение

На рисунке 20 отображено идеальное мицеллярно-полимерное заводнение. Данный метод чаще всего используется в качестве третичных заводнений и только в режиме вытеснения. Рассмотрим поподробнее по порядку этапы мицеллярно-полимерного заводнения.

Предварительная закачка. Минерализованная пластовая вода вызывает снижение межфазной активности при смешивании с поверхностно-активными веществами. Поэтому чтобы устранить данный характер смешивания закачивают воду с более низкой минерализацией. Цель предварительной закачки - снижение минерализации пластовой жидкости.

Далее закачивают мицеллярно-полимерную оторочку. Хоть для достижения определенных целей требуется закачка определенной смеси химреагентов, главным агентом в мицеллярно-полимерной оторочке является ПАВ. Помимо поверхностно-активных веществ, здесь могут содержаться полимеры, спирты и другое.

За мицеллярно-полимерной оторочкой следует буферная оторочка, регулирующая подвижность. Главное целью является вытеснение мицеллярно-полимерной оторочки и различных валов к добывающим скважинам. Буферная оторочка, регулирующая подвижность - это разбавленный раствор водорастворимого полимера.

Следующим этапом является закачка буферной оторочки, регулирующей подвижность, с уменьшающей концентрацией. Данная оторочка представляет из себя минерализованную воду с полимером. Концентрация полимера в процессе закачки уменьшается до нулевого значения. В данном этапе важно постепенное снижение концентрации полимера.

Закачка продавочной жидкости является последним этапом в мицеллярно-полимерном заводнении. Учитывая цены на полимеры, с учетом экономических соображений данный этап должен снизить расходы. Если правильно подобрать объемы и время закачки каждой из оторочек, то возможна добыча на добывающих скважинах мицеллярно-полимерной оторочки без попадания в неё продавочной жидкости.

Технология ASP

В настоящее время распространено мнение, что из химических методов самым эффективным способом увеличить коэффициент извлечения нефти является метод под названием технология ASP. Разработана и предложена она была в начале 80-х годов компанией Shell в Хьюстоне. Данная технология подразумевает закачку в пласт сразу трех компонентов. Таких как, полимеры, соды и ПАВ. Именно благодаря такому сочетанию достигается высокая эффективность технологии. Ведь после закачки происходят следующие процессы. ПАВ способствует уменьшению поверхностного натяжения. Сода в свою очередь уменьшает адсорбцию ПАВ, тем самым уменьшая затратность на расход дорогостоящего ПАВ, а также способствует возникновению щелочного гидролиза кислых компонентов нефти (образование новых ПАВ к дополнению к зачаваемым). Полимер добавляют в воду для увеличения вязкости раствора, что приводит к улучшению процесса вытеснения мобилизованной ПАВом нефти. Из достоинств технологии ASP можно отметить, что при вводе компонентов в пласт улучшается охват и нефть, оставшаяся в ловушках после заводнения, становится более подвижной. Основные этапы технологии ASP:

1. Предварительное заводнение;

2. Закачивание ASP-раствора;

3. Закачка раствора полимера;

4. Заключительное заводнение.

Существуют некоторые осложнения для большего распространения и внедрения данной технологии. Основными из них является её сложность и высокая стоимость ПАВ.

Нагнетание в пласт пены

Нагнетание в пласт пены является альтернативой нагнетанию в пласт полимеров в задаче обеспечения контроля подвижностей в процессах мицеллярных заводнений. Преимуществами данного метода также является то, что в нем пена может использоваться в качестве агента, регулирующего подвижность, в смешивающихся заводнениях и в обработках скважин. Данный метод уже использовался на практике в термозаводнении.

Недостатком пен является то, что они зачастую нестойкие и быстро разрушаются. Решить данную проблему можно решить следующим способом. Если к жидкости добавить ПАВ, то стойкость дисперсии увеличивается в разы. Стоит отметить, что в водных пенах у ПАВ должна быть меньшая молекулярная масса для лучшей растворимости. В настоящее время известно большое множество перечня ПАВ, способных контролировать подвижность. Однако, по этой же причине их свойства достаточно различны, и многие из них обладают различными нежелательными последствиями, такими как чувствительность к минерализованной воде, температуре, типу нефти и т.д.

Стойкость пены

Вопрос стойкости пены лучше рассмотреть на рисунке 10-1(b). На нем представлена пленка жидкости, разделяющая два пузырька воздуха. Можно заметить, что молекулы ПАВ ориентированы во внутрь пленки, а их неполярные хвосты ориентированы в направлении основной массы газовой фазы. Исключениями являются плотные углеводородные газы. В них хвосты молекул ПАВ практически не находятся в газовой фазе.

(а) Поверхностное натяжение и адсорбция ПАВ в зависимости от концентрации

б) Эффект Гиббса - Марангони

Рис. 21 Механизм стойкости пленки

На рисунке 21 (а) в свою очередь отображено поверхностное натяжение и адсорбция ПАВ в зависимости от концентрации. Здесь поверхностное натяжение на границе раздела

Рис.21 (а) показывает, что поверхностное натяжение на границе раздела газа и жидкости является убывающей функцией адсорбции ПАВ, которая определяется по разности между концентрацией на поверхности и в объеме. Предположим, что какая-то внешняя сила заставляет пленку истончаться, как показано на Рис.21(b). Площадь поверхности пленки в этом месте увеличивается, вызывая уменьшение концентрации ПАВ на поверхности и увеличение поверхностного натяжения. Это увеличение создает разницу в поверхностном натяжении вдоль границ пленки и заставляет пленку восстановить свою первоначальную конфигурацию. Это восстановление называется эффектом Гиббса - Марангони. Несомненно, поверхностное натяжение на границах раздела газа и жидкости играет важную роль в стойкости пен. Очень низкие поверхностные натяжения были бы неблагоприятным фактором; к счастью, поверхностные натяжения на границах раздела газа и жидкости редко бывают меньше, чем 20 мН/м, даже при использовании самых лучших пенообразующих ПАВ. При отсутствии внешних сил пленка находится в состоянии равновесия, что обусловлено балансом между силами отталкивания электрического слоя внутри границ пленки и вандер-ваальсовыми силами притяжения между молекулами в пленке (Рис.22). Вышеупомянутое может быть изложено на основе давления в пленке. В этом и во всех последующих аналогичных аргументах мы принимаем давление в газовой фазе постоянным благодаря ее относительно низкой плотности (если пена находится в статическом состоянии) или низкой вязкости (если пена находится в движении). Т.к. капиллярное давление обратно пропорционально кривизне границы раздела, давление в истонченной части пленки ниже, чем в соседней плоской части. Это обусловливает перепад давления в истонченной и не истонченной частях в пленке, в потоке и восстановление.