Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций на Урьевском месторождении

Основные продуктивные пласты АВ_1-2, БВ₆, БВ₈, Вартовской свиты прослеживаются с незначительными изменениями толщин практически на всей территории, что говорит о наличии незамкнутой системы этих пластов с огромными запасами пластовой энергии, об этом в частности свидетельствуют переливы пластовой воды полученные при опробовании пластов группы АВ в скважинах как Урьевской так и на соседних площадях.

Таким образом, в отложениях Западно-Сибирской плиты имеют место два основных направления движения вод - от периферии к центру плиты и от зоны развития глинистых отложений Фроловской свиты на восток, и оба потока, встречаясь в зоне Колтогорского мегапрогиба, создают единый мощный поток, направленный на север.

Статические уровни в пределах Нижневартовского свода изменяются от +60метров на Мегионской площади, до + 54,6метров на Самотлорской площади. Эти высокие коллекторские свойства водосодержащих пород, позволяют предполагать на Урьевском месторождении, в большинстве залежей, упруговодонапорный режим.[7]

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Методы повышения нефтеотдачи пласта

В настоящие время известны, изучаются и внедряются в промышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вторичные, третичные). Современные методы повышения нефтеотдачи в той или иной степени базируются на заводнении. Среди их можно выделить четыре основные группы:

гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;

физико-химические методы - заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления;

тепловые методы - вытеснение нефти теплоносителями, пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.

Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов определяется геолого-физическими условиями. Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями ? использование пара; внутрипластовое горение. Остальные методы будут применятся в основном для интенсификации добычи нефти и регулирование процесса разработки.[4]

Современные методы повышения нефтеотдачи с 70-х годов получили широкое промышленное применение и испытание. В целом по стране на физико-химические методы приходится 50,на тепловые ? 40 и на газовые ?10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7?10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. Однако в будущем с учетом роста потребности в нефти и ограниченности ресурсов, тенденции экономии нефти и повышения эффективности ее использования во всех сферах потребления, интенсивных поисков альтернативных источников ее замены как топлива и сырья методы повышения нефтеотдачи пластов найдут широкое применение.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и, изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой.

2.1.1 Методы, улучшающие заводнение

К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

Неионогенные ПАВ типа ОП-10 при оптимальном массовом содержании 0,05 -0,1% обеспечивают снижение поверхностного натяжения от 35 - 45 до 7 - 8 мН/м, увеличение угла смачивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8 - 10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повышение нефтеотдачи не более чем на 2 - 5% * Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономическая эффективность становится весьма сомнительной.[4]

Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2 - 3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10 - 20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Технология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе размещения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ разработана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцентрированных (0,05 - 0,5%) и высоко концентрированных (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиции ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфалюгового натяжения до 0,01-0,05 мН/м. Метод полимерного заводнения основан на способности раствора- полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивления) и уменьшать подвижность, воды, накачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что попытает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испытывался на нескольких месторождениях. Наиболее представительные опыты, проводимые на Орлеанском и Арлаиском месторождениях. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА). В СССР он производится в виде 7-8%-ного геля и порошка. Рекомендуется оторочка размером 0,1-0,5 от объема пор с концентрацией 0,01-0,1%. Гель ПАА не технологичен в применении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой температуре), На Орлянском месторождении раствор из него концентрации 0,6-0,7% получали рециркуляцией насосами, а дозированную подачу в водовод вели плунжерными насосами. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5» УДПП-200. Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от пены па нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективное сочетания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кислотами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трехозерном. Для приготовления щелочных растворов могут использоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NаОН, углекислый натрий (кальцинированная сода) Nа CО, гидроксид аммония (аммиак) NH₄OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na₂SiO. Наиболее активные из них первый и последний (селикатно-щелочное заводнение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1 - 0,25 объема пор с концентрацией 0,05-0,6%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора от убывающей концентрацией. При взаимодействии силиката натрия и хлористого кальция СаСl; образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция СаSiОз, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Будущее метода связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В результате снижается водопроницаемость промытых зон, повышается охват пласта заводнением и снижается межфазное натяжение (до 3-4 мН/м). Метод широко испытывался с 1969 г. на месторождениях Татарии, чему во многом способствовало наличие источника реагента.

Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85% (сернокислотный отход производства высокооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают емкости (500-2000 м³) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

2.1.2 Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30-70% запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие реагенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО₂) и мицеллярными растворами. Исследования применения диоксида углерода начаты в начале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких месторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 °С, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Метод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюидах, что обеспечивает объемное расширение нефти в 1,5-1,7 раз, смесимость его с нефтью (устранение капиллярных сил), снижение вязкости нефти (от десятков процентов до нескольких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение С0₂ как любого маловязкого агента сопровождается значительным сниженном коэффициента охвата (на 5-15%), из-за чего увеличение коэффициента нефтеотдачи может составлять лишь 7-12%.

Источниками получения СО₂ могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании природного газа получается в 6-11 раз больший объем продуктов сгорания.[4]

Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном (лучше при давлении полной смесимости около 10-30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций СО₂ и воды приблизительно 0,25-1, а также в растворенном состоянии в виде карбонизированной воды концентрацией 3-5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10-15%) - оптимальный объем оторочки СО₂ составляет 0,2-0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СО₂ с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов СО₂ предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.

Для внедрения метода необходимо решить проблемы транспорта жидкого СО, распределения его по скважинам, утилизации СО и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Из всех известных методов закачка СО₂ наиболее универсальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного СО, так как потребности в нем (1000 - 2000 м³ на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник СО₂ экономически рентабелен, мицеллярный раствор - это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворного ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бутиловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе практически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным данным, коэффициент нефтевытеснения при мицеллярном заводнении составляет 80 - 98%.Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочки (20% от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20 - 50% от объема пор) или высококонцентрированного (5 - 15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30 - 60% от объема пор) из полимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воде (мицеллярно-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицеллярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку добавляют спирт концентрации, равной его концентрации в мицеллярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрированными, содержащими до 50 - 70% углеводородов, до 8 - 10% сульфонатов, до 2 - 3% стабилизатора, и малоконцентрированными водными, содержащими углеводородов менее 5%, сульфонатов до 2% и стабилизатора менее 0,1%. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают через фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдерживаться, так как нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

Потенциальные масштабы применения метода очень большие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтенасыщенностью более 30% и вязкостью нефти менее 15 - 20 мПа-с). Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.

2.1.3 Тепловые методы повышения нефтеотдачи

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти плоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля местных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденции ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффект в пост. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические - закалка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин); термохимические- внутрипластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя.

Первые работы но закачке пара в пласт относятся к 1932 г. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения t_кип (насыщения) при постоянном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды - выносятся пузырьки пара имеете с мельчайшими капельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости х_а (отношение- массы сухой паровой фазы к массе смеси). При 1>х_п>0 имеем влажный насыщенный пар, а при х_п=1 -сухой насыщенный пар (неустойчивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет температуру больше /кип. При охлаждении перегретого пара при постоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теплота парообразования (конденсации) и дальше частично теплота жидкости, т.е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода. Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г. (Э. Б. Чека-люк и др.), достигается при температурах 320 -340 °С и давлений 16-22 МПа. Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного раствора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть.

Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверхностных теплогенераторов большие потери теплоты (соответственно снижение температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. Нормированная потеря теплоты в трубопроводах составляет (0,5-6) 10% от теплопроизводительности парогенераторов на 1 м трубопровода.

Температура в стволе нагнетательной скважины для однофазного горячего теплоносителя (как жидкого, так и газообразного) обычно понижается с глубиной и может быть вычислена, например, по формуле Э.Б. Чекалюк.[4]

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100-250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубине залегания пласта до 700 - 1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700 - 1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3 - 0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсировано продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических (стимуляции) добывающих скважин в скважину в течение 15 - 25 сут закачивают пар в объеме 30 - 100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5 - 15 сут для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2 - 3 мес. Полный цикл занимает 3 - 5 мес. и более. Обычно всего бывает 5 - 8 циклов за 3 - 4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого. Так как теплота доставляется на небольшую глубину в пласт, то плотность сетки скважин должна быть не более (1 - 2) 104 м₃/скв. На 1-Г закачанного пара в среднем за все циклы добывают 1,6 - 2т. Нефти (при уменьшении от 10 - 15 до 0,5 - 1 т). Применяемое оборудование включает парогенераторную или недогретую установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных, котлов, сетевых подогревателей, экономайзеров и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные типа УПГГ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводительность 22,2 - 144 ГДж/ч, паропроизводительность 9 - 60 т/ч, рабочее давление на выходе 6 - 16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38 - 98 т.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья типа АП (задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником. При нагнетании воды с невысокой температурой используется такое же оборудование скважин, как и при заводнении.

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

2.1.4 Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной воды, в которой теплота генерируется в результате термических окислительных реакции между частью содержащихся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5 - 15% запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300 - 500 м₃ воздуха.

Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м₃) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2 - 3 л/м₃) и сверхвлажное (более 2 - 3 л/м₃) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5 - 3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5 - 2 раза) и снижению температуры (от 500 - 540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10 - 20% СО2) и др. Охват по толщине составляет 0,6 - 0,7, а нефтеотдача - 0,4 - 0,6, причем это в 2 - 3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа·с.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. Самовоспламенением характеризуются только некоторые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха.

Предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха в соответствии с расширением фронта и удалением его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха обычно в 1,5 - 2 раза выше пластового давления. Воду и воздух закачивают циклически с периодами до суток, а затем закачивают только воду.

Для осуществления внутрипластового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование устья нагнетательной скважины ОУВГ и др.

Рисунок 1. - Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции

Добываемый газ содержит большое количество азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газа, и в некоторых случаях сероводорода, вследствие чего может оказаться непригодным для использования в народном хозяйстве. Поэтому в целях охраны окружающей среды требуется его сжигание. Лучше извлекать токсичные компоненты специальными поглотителями.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газа (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий.[4]

Проектирование процесса включает совместное решение термо- и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое для создания фронта горения путем самовоспламенения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показатели разработки (расход воздуха, приемистость нагнетательных скважин и давление нагнетания, изменение дебита нефти во времени, коэффициент нефтеотдачи).

Метод применялся на месторождениях Павлова Гора (с 1966), Балаханы-Сабунчи-Романы (с 1973 г.) и др. Будущее всех тепловых методов связывают с необходимостью разработки месторождений высоковязких нефтей.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи на месторождениях района применяются со второй половины 80-х годов. За анализируемый период испытано 40 различных технологий. Физико-химические методы можно разделить на следующие направления потокоотклоняющие технологии, направленные на выравнивание профилей приемистости и изоляцию высокообводненных интервалов пласта с целью вовлечения в разработку недренируемых зон пласта; технологии интенсификации добычи нефти, направленные на увеличение коэффициента вытеснения и доотмыва остаточной нефти.

Гелеобразующие композиции на основе силиката натрия (ГОС). Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла (6%) и соляной кислоты (0.6%) с незначительным добавлением полимеров. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая соль, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

Обработки алкилированной серной кислотой (АСК). АСК - промышленные отходы серной кислоты, что существенно удешевляет технологию. Помимо этого АСК обладает лучшими вытесняющими свойствами, чем серная кислота в чистом виде. В основе метода лежит механизм воздействия серной кислоты на минералы скелета пласта и содержащиеся в нем нефть и воду. В результате реакции АСК с нефтью образуются сульфокислоты, которые являются анионактивными ПАВ; реагируя с солями кальция, они образуют малорастворимые соли, которые частично закупоривают поры промытых пропластков, что способствует повышению охвата пласта заводнением; вступая в реакцию с карбонатными составляющими породы пласта, позволяет увеличивать проницаемость, а в качестве продукта реакции образуется углекислота, которая обладает повышенными нефтевымывающими свойствами; при смещении концентрированной серной кислоты с водой выделяется тепло, обусловленное теплом разбавления.

Полиакриламид (ПАА). Технология обеспечивает повышение нефтеотдачи частично заводненных полимиктовых коллекторов и заключается в создании оторочки полиакриламида, что ведёт к перераспределению закачиваемого агента на неохваченные вытеснением нефтенасыщенные зоны.

Кислотный поверхностно-активный состав (ПКВ). Состав состоит из поверхностно-активных веществ, соляной и плавиковой кислоты. Закачка ПКВ в продуктивные пласты направлена на повышение охвата пласта заводнением методом перераспределения фильтрационных потоков закачиваемых вод и выравниванием фронта вытеснения; увеличение скорости вытеснения нефти водой за счет повышения приемистости скважин; усиление противоточной капиллярной пропитки низкопроницаемых разностей пород за счет создания разности электрических потенциалов между промытыми и непромытыми ПКВ интервалами; доотмыв остаточной нефти.[4]

Углеводородный эмульсионно-дисперсный состав (УЭДС). Технология создана на основе продукта РДН (реагент для добычи нефти) и углеводородных растворителей, которые представляют собой обратные эмульсии типа «вода в масле» и предназначена для регулирования заводнения, но в отличие от гелеобразующих составов имеет иной механизм воздействия на призабойную зону и пласт. Гидроизоляция происходит по причине повышения вязкости закачиваемой в пласт эмульсии и снижения фазовой проницаемости по воде при фильтрации закачиваемой воды через гидрофобизированную эмульсию, ранее гидрофильную часть высокопроницаемого, промытого водой пласта. Происходит «мягкое» перераспределение фильтрационных потоков по толщине и площади пласта.

Водный эмульсионно-дисперсный состав (ВЭДВ). Технология водного эмульсионно-дисперсного воздействия основана на комплексном применении реагента РИД, углеводородных растворителей и ПАВ. Композиция представляет собой прямую эмульсию типа «масло в воде». Технология направлена на перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение в разработку слабодренируемых и застойных зон пласта за счет гидрофобизации пор водопромытых интервалов и создания в них повышенного сопротивления.

Биополимер (БП). Технология направлена на увеличение текущего и конечного коэффициентов нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемым закачкой через водонагнетательные скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, что приводит к стабилизации, либо снижению обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, увеличению добычи нефти.

Гелеобразующий состав ГОС «МЕТКА». Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счёт увеличения охвата пласта заводнением, достигаемым закачкой через нагнетательные скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды из нагнетательных в добывающие скважины, что приводит к стабилизации, либо снижению обводненности продукции добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными, увеличению добычи нефти. Главная особенность метода заключается в том, что при низких температурах растворы маловязкие, при высоких превращаются в гели. Процесс обратим при охлаждении гель снова становится маловязким раствором, при повторном нагревании опять застудневает, и так многократно. Температуру гелеобразования можно регулировать добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия температуру и минерализацию воды. Областью применения технологического процесса являются пласты группы АВ, БВ и ЮВ с пластовой температурой 50-90°С юрских и меловых отложений разрабатываемых или вводимых в разработку с заводнением.

Гелеобразующий состав ГОС «ГАЛКА». Применяется для снижения обводненности продукции добывающих скважин вследствие перераспределения фильтрационных потоков, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. ГОС «Галка» представляет собой маловязкие растворы с рН 2,5-3,0. Закачка их в пласт производится через нагнетательные скважины. В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя через определённое время происходит практически мгновенное образование геля во всём объёме раствора. В результате образования геля снижается проницаемость породы пласта по воде.

Гелеобразующий состав ГОС «ГИВПАН». Закачка в пласт термостойкого синтетического полимера «Гивпан». Гидролизованное волокно полиарилонетрильное относится к ряду акриловых водорастворимых полимеров. Сущность применения таких реагентов заключается в устойчивости к размыву водой и нефтью гелеобразного осадка, который образуется непосредственно в пласте при взаимодействии макромолекул полимера с агентом сшивателем. Химизм осадко- и гелеобразования заключается во взаимодействии макромолекул полиамиомита и катионов поливалентных металлов с образованием объёмного гелеобразного осадка, устойчивого к размыву при температурах до 120 °С.

Силикатно-полимерный гель (ГОС СПГ). Технология основана на закачке в пласт силикатно-полимерных гелей. Целью технологии является избирательное уменьшение водопроницаемости промытых высокопродуктивных зон нефтяного пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин при сохранении проницаемости низкопроницаемых нефтенасыщенных зон. Механизм действия рабочих агентов сводится к селективной изоляции высокопроницаемых пропластков и трещин за счёт перехода закачиваемого в скважину силикатко-полимерного раствора в гель при повышенной температуре пласта.

Полимерно-гелевая система «Темпоскрин». Система получается путем добавки к водным системам 0,1-1% реагента типа «Темпоскрин». Особенность этой системы заключается в том, что она сочетает в себе качества двух разных способов введения гелей в пласт: способа синтеза гелей в пласте и способа непосредственной закачки геля в пласт. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин», состоящего из множества мелких гелевых частиц размером 0,2-4 мм, он обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам, сопоставимыми с аналогичными показателями для жидкостей. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше размеров пор таких пород. Этим объясняются селективные свойства системы. Кроме того, гелевые частицы обладают вязкоупругими и фокулирующими свойствами.

Осадкогелеобразующие технологии на основе избыточного ила и полиакриламида (ИЛ+ПАА). Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением избыточного ила, очистных сооружений, химических предприятий с добавками полиакриламида- предназначена для увеличением охвата пласта заводнением, выравнивания профиля приемистости, селективной закупорки высокопроницаемых пропластков со снижением проницаемости породы пласта и снижением подвижности закачиваемой воды. [4]

Гелеобразующая технология на основе метилцеллюлозы (ММЦ). Технология повышения выработки обводненных полимиктовых коллекторов заключается во введении в пласт водных растворов эфира целлюлозы, образующих в пласте гель с ранее известными свойствами. Закачка состава в пласт приводит к изменению; гидродинамической связи между нагнетательной и, подверженными влиянию, добывающими скважинами.

Композиции на основе сульфата натрия и хлористого кальция (ССС). Новой технологией повышения нефтеотдачи является "Осадкообразующая система на основе сульфатно-содовых смесей. Технология близка по-своему принципу действия технологии силикатно-полимерных составов и СМК, ее разработчиком является НТФ «Тюменьнефтеотдача».

Эмульсионно-суспензионные системы (ЭСС). Применяются для избирательного снижения проницаемости выработанных высокопродуктивных зон пласта, при сохранении проницаемости призабойных зон. Механизм гидроизоляции с помощью эмульсионных систем заключается, с одной стороны, в повышении вязкости закачиваемого в пласт концентрата, при разбавлении его водой в глубине пласта, с другой - снижении фазовой проницаемости по воде при фильтрации закачиваемой воды через гидрофобизированную эмульсией ранее гидрофильную часть высокопроницаемого пласта. Это приводит к подключению в интенсивную разработку трудноизвлекаемых запасов из зон пониженной проницаемости.

Водоизолирующий состав на основе алюмохлорид и щелочей (ГОК ЩСПК). Технология заключается в последовательно-чередующейся закачке А1С1₃ и щелочного стока производства капралактама (ЩСПК). Образующих в пласте гелеобразную композицию с высокими адсорбционными свойствами. Гелеобразная композиция повышает фильтрационное сопротивление промытых зон нефтяного пласта, за счет чего закачиваемая вода начинает фильтроваться в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, которые вовлекаются в разработку.

Волокнисто-дисперсные системы (ВДС). В 1999 году были проведены опытно-промышленные испытания по закачке волокнисто-дисперсных систем. Эта технология закачки создана для снижения или стабилизации обводненности добываемой продукции путем закачки в нагнетательные скважины дисперсных систем (полимер, древесная мука, шина, эмульсии на углеводородной или нефтяной основе) в определенной последовательности. В пласте происходит частичная кольматация высокопроницаемых прослоев. При этом полимерные молекулы, являясь хорошими коагуляторами, образуют в прослоях крупные «шарики», которые частично изолируют высокопроницаемые прослои.

Технология «ЭМКО». В основе отходы крупнотоннажного производства с добавлением масел. Эффект достигается за счет кальматации промытых зон пласта и селективной избирательности кальматации. За счет образования устойчивой эмульсии в водопромытых интервалах происходит перераспределение потоков закачиваемой воды и включение в работу ранее не дренируемых нефтенасыщенных пропластков.

Технология на основе углеводородного растворителя «Нефрас». Основана на снижении проницаемости ПЗП в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе эксплуатации, вследствие закачки в пласт сильнозагрязненной нефтепродуктами и продуктами коррозии подтоварной воды, выпадения в ПЗП твёрдых компонентов нефти, солей, сложного химического состава и др. Одной из наиболее дешевых и простых технологий повышения продуктивности (приемистости) скважин является воздействие на ПЗП добывающих и нагнетательных скважин углеводородным растворителем (нефрасом).

Технология «Нефтенол». Основными компонентами являются эмульгатор нефтенол, углеводородная жидкость и бентонитовая глина. Технология направлена на повышение охвата пласта. Перераспределение потоков достигается путем фильтрации раствора в наиболее проницаемые и промытые водой каналы и трещины пласта и образовании эмульсии способной к структурообразованию в поровом пространстве.

Полимергелевая система «Ритин-10». Технология состоит из сшитого полиакриламида (ПАА) и карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и направлена на снижение промытых пропластков и зон пласта. Закачка в пласт водного раствора реагента, представляющего собой взвесь вязкоупругих частиц, которые, воздействуя на неоднородные обводненные пропластки, обеспечивают выравнивание профиля приемистости. Со временем находящиеся в закачиваемой воде минеральные частицы, взаимодействуя с частицами гидрогеля, увеличивают тампонирующие свойства полимергелевой системы.[4]

Сшитые полимерные системы (СПС). Проведение обработки нагнетательных скважин сшитыми полимерными системами обусловлено опережающим вытеснением нефти водой и обводнением отдельных пропластков. Это происходит вследствие высокой слоистой неоднородности продуктивных пластов по проницаемости; совместной эксплуатации монолитных высокопроницаемых песчаников и низко проницаемых прослоев, опережающего продвижения воды по нефтенедонасыщенным интервалам в зоне ВНК. Технология заключается в закачке через нагнетательные скважины в пласт оторочки раствора сшитого полиакриламида с добавкой многофункционального ПАВ МЛ-80. Принцип действия состоит в закупорке промытых поровых каналов и дополнительном отмыве нефти из низко проницаемых прослоев ПАВом.

Применение полимерно-дисперсных систем на основе растворов частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) и глинистой суспензии со стабилизирующими добавками или бел них снижает степень неоднородности обводненного пласта путем образования только в водной среде полидисперсной системы с повышенной устойчивостью. Образовавшаяся система приводит к избирательному повышению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора в 2,2-4 раза и, как следствие, к увеличению коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием.

Гелеобразующая композиция «Кристаллит». Технология основана на закачивании в пласт алюмосиликата и соляной кислоты. Через определенное время компоненты технологии образуют устойчивый гель, перераспределяя фильтрационные потоки и увеличивая охват пласта заводнением.

Кремнийорганический эмульсионный состав (КРОЭС). Технология направлена на перераспределение фильтрационных потоков и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон пласта за счет гидрофобизации пор водопромытых интервалов и создания в них повышенного фильтрационного сопротивления. Основной компонент эмульсионного состава полиметилсилоксан. Он способен обратимо сорбироваться на породах, слагающих нефтяной пласт, и образовывать на их поверхности гидрофобное покрытие, смываемое избытком воды. Это свойство полиметилсилоксана позволяет воздействовать на наиболее удаленные от нагнетательной скважины участки пласта и делает КРОЭС незаменимыми на пластах с зональной неоднородностью.

На месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» и всего ООО «Лукойл-Западная Сибирь» применяются следующие группы потокорегулирующих физико-химических технологий повышения нефтеотдачи пластов.

1. Технологии, основанные на применении водорастворимых полимеров. К ним относятся технологии СПС (сшитые полимерные системы), ВУС, ГОС. В данных технологиях в качестве реагентов используются полиакриламидные полимеры и различные «сшиватели» для гелеобразования. Достоинствами композиции с использованием ацетата хрома является простой двухкомпонентный состав, возможность регулирования времени гелеобразования путем изменения концентрации полимера и ацетата хрома, подбора марки полимера.

2. Технологии, основанные на применении силиката натрия (жидкого стекла). Эта технология ГОС (гелеобразующий состав), силикатно-полимерные системы и лигнин-силикатно-щелочные композиции. При этом используется свойство растворов жидкого стекла с соляной кислотой образовывать гель через некоторый промежуток времени, или же образование геля происходит при смешении в пласте композиции жидкого стекла с другими химическими реагентами

(хлористый кальций, лигнин и др.), закачиваемыми последовательно эффект гелеобразования усиливается добавлением а малых Количествах полиакриламида.

3. Технологии, основанные на применении карбамида. Композиция, содержащая карбамид и хлористый алюминий (ГОС «ГАЛКА»), образует неорганическую гель и углекислый газ при пластовой температуре (70-80°С). Композиция, содержащая карбамид и метилцелпюлоэу (ГОС «МЕТКА») при пластовых температурах 50-90°С), образует гель, при низких температурах представляет вязкую жидкость. Образование геля на путях преимущественной фильтрации закачиваемой воды приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, снижению обводненности продукции добывающих скважин.

4. Технологии, основанные на применении бентонитовой глины. К ним относятся технологии СПДС (сшитые полимерно-дисперсные системы), ВДПС (волокнисто-дисперсно-полимерные составы), ПДС (полимерно-дисперсные системы). Основным реагентом является бентонитовая глина, способная набухать в воде. Ее водная суспензия склонна к структурированию, а при добавлении полимера образуются гели с регулируемой прочностью. С целью повышения устойчивости дисперсных составов используются добавки древесной муки, полиоксиэтилена, карбоксиметилцеллюлозы.

5. Технологии, основанные на применении алюмохлорида. Используется свойство алюмохлорида образовывать гель при взаимодействии с породой (при карбонатных пород 2% и более), с каустической содой и щелочными стоками производства капролактама.

6. Технологии, основанные на применении высоковязких эмульсий. Применяется для избирательного снижения проницаемости выработанных зон с целью подключения в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью. К ним относятся технологии ЭСС (эмульсионно-суспензионные системы), ЭМКО (эмульсионная композиция) и БЭС (высоковязкая эмульсионная система). При реализации технологий ЭСС и ВЭС применяются эмульгатор, гидрофобизатор, углеводородный растворитель, наполнитель и стабилизатор эмульсии Реагент ЭМКО (отход производства) поставляется в готовом виде,

7. Комбинированные технологии, использующие и нефтевытесняющие свойства поверхностно-активных веществ (ПАВ). К ним относятся технологии ПКВ (ПАВ-кислотное воздействие), СПС+ПКВ, ЭСС+ПКВ, СПС+ЭСОПКВ, ГО+ПАВ, био ПАВ+ лигнин.

Комбинированные технологии сочетают в себе процессы из упомянутых выше технологий и позволяют регулировать фронт вытеснения, подключать в разработку неработающие (не принимающие) пропластки пониженной проницаемости.

На основе проведенного аналитического обзора и обобщения результатов внедрения физико-химических методов на месторождениях Лангепасского региона сформулированы пути повышения их эффективности.

- отбор наиболее эффективных технологий;

- изыскание более дешевых и технологических реагентов;

- адаптация технологий к условиям месторождений Лангепасского региона;

- научно-технологическое сопровождение внедрения технологий, она подобна установке УПХР.

Установка может состоять из: двух блоков блока приготовления раствора полиакриламида и эмульсии, блока напорных насосов с системой дозированной подачи сшивателя; одного блока приготовления раствора полиакриламида, эмульсии и дозированной подачи сшивателя с измерительным комплексом. Блоки смонтированы на тракторных полуприцепах, что позволяет снизить время и расходы на передислокацию установки с места на место и подготовительно-заключительные работы на месте эксплуатации. В технологическом помещении расположено следующее оборудование: бункер дозатора полиакриламида, весовой дозатор со шнековым питателем и эжекторным смесителем полиакриламида, накопительная емкость раствора полиакриламида цилиндрической формы, дозировочные насосы для раствора СаС1₂ и «синола-М» (нефтенола НЗ), весовой дозатор со шнековым питателем и инжекторным смесителем глинопорошка, емкости для раствора СаС1₂ «синола-М» и углеводородов (нефрас, бензин, нефть) с датчиками верхнего уровня заполнения, трубопроводная арматура, ультразвуковые расходомеры, дозировочные насосы, электрообогреватели.

УПК-20. Сервисные бригады используют установку приготовления композиций УПК-20. Установка состоит из емкости 20 м, рамы, элементов доработки рамы, будки, домкрата привода и гидравлической части установки. Она предназначена для приготовления композиций из жидких и порошкообразных компонентов, закачиваемых в нефтеносные пласты с целью повышения нефтеотдачи пластов. Установка обеспечивает приготовление композиций по технологиям: гелеобразующие составы на основе силиката натрия (ГОС); сшитые полимерные системы на основе полиакриламида (СПС); гелеобразующие, термотропные составы (ГОС «Галка», «Термогель»).

Работа установок заключается в соединении реагентов сухих и жидких в необходимом соотношении и их смешении. Пропорция смешения определяется счетчиком, объемом загрузки в эжектор, подачей дозированного объема сшивателя. Тщательность растворения полиакриламида определяет активатор, а смешение всех реагентов определяет шнековый смеситель, температура жидкости и продолжительность смешивания реагентов.

Рассмотренные нами установки позволяют быстро и качественно приготавливать композиции различных технологий, а самое главное, позволяют увеличить объемы применения методов воздействия на пласт до промышленных объемов.

2.2 Оборудование, применяемое при методах повышения нефтеотдачи пластов

Агрегат цементировочный ЦА-320М предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Оборудование агрегата позволяет приготовлять цементные и другие растворы непосредственно у устья скважины и закачивать их под давлением в скважину. Наличие у агрегата полного комплекта оборудования для приготовления, подаче к скважине и закачке жидкости позволяет использовать его на необустроенных промыслах.

Агрегат ЦА-320М смонтирован на шасси автомобильном УРАЛ-4320. Общий вид агрегата показан на рисунке 2.

Рисунок 2 - Цементировочный агрегат ЦА-320М

1 - шасси автомобиля; 2 - коробка отбора мощности; 3 - насос ЦНС38; 4 -двигатель ГАЗ-51А; 5 - двухцилиндровый цементировочный насос 9Т; 6 - манифольд агрегата; 7 - защитный кожух насоса; 8 - мерный бак; 9 - донные клапаны-10 - гибкий металлический шланг; 11 - платформа агрегата; 12 - цементомешалки; 13 - карданный вал; 14 - шарнирные колена; 15 - фара и электрооборудование; 16 - выхлопная труба

На раме шасси установлены две рамы, на которых смонтировано следующее оборудование агрегата:

- цементировочный насос 5;

- блок водоподающий, состоящий из водоподающего насоса 3 и силовой установки с двигателем ЗМЗ-511 (ГАЗ-53) 4;

- мерный бак 8;

- трубы и шарнирные колена 14 разборного трубопровода;

- защитный кожух 7 насоса 9Т;

- выхлопная труба 16 двигателя автомобиля, выведенная вверх и снабженная искрогасителем и кожухом для защиты обслуживающего персонала от ожогов.

Привод цементировочного насоса осуществляется от двигателя автомобиля через коробку дополнительного отбора мощности и редуктора. Редуктор соединен с коробкой дополнительного отбора мощности карданным валом 13, а насос в свою очередь соединен карданным валом с редуктором.[4]

Агрегат снабжен следующим дополнительным оборудованием: четырехдюймовым всасывающим шлангом 10 для забора цементировочным насосом цементного раствора из цементного бачка или кислотного раствора на прицепе; двумя двухдюймовыми шлангами, один и которых монтируется для подачи жидкости от водяного насоса в цементосмеситель, а второй - для набора воды в мерный бак; бачком с ситом для приема цементного раствора из цементосмесителя.