например погружные центробежные электронасосы (давление до 30 МПа), расположенные в скважинах-шурфах. Необходимо также обеспечить надежность конструкций нагнетательных скважин, разработать более надежные конструкции пакеров и др. Однако применение метода может явиться основой внед рения и других методов (циклическое заводнение, полимерное заводнение и др.).
Форсированный отбор жидкости
Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана. Технология заключается в поэтапном увеличе нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав ления р3). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения р3- При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Усло виями эффективного применения метода считают: а) обвод ненность продукции не менее 80—85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения де битов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропуск ная способность системы сбора и подготовки продукции доста точна).
Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по макси муму дебита нефти. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке обо рудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи,
идр.
Взаключение отметим, что воздействие на призабойную зону пласта с целью расширения профиля притока и приеми стости, повышение качества вскрытия пласта и освоения сква жин также способствуют увеличению нефтеотдачи. Эти методы рассмотрены в гл. 5 и 10.
§3.4. ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Нагнетание газа в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи применяли значительно раньше, чем заводнение. Для этого -использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследст-
132
вие многих отрицательных последствий (окисление нефти, уве личение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких угле водородных растворителей, возникает новая и не менее труд ная проблема извлечения из недр застревающего в порах пла ста дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.
В настоящее время ограничились применением углеводород ного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.
Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и сме шивающимся (без существования границы раздела фаз). Сме симость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких неф тей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при дав лении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа— 15—20 МПа (для сравнения сжиженного — 8—10 МПа). С улучшением смесимости повы шается нефтеотдача.
Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью по род и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнета
тельных скважин). |
|
эффективности процесса |
закачки |
||
Основными критериями |
|||||
газа можно назвать: |
при углах более |
15° закачка |
газа |
||
углы падения |
пластов: |
||||
в сводовую часть, |
при меньших — площадная |
закачка |
(в |
по |
|
логих структурах |
затруднено гравитационное |
разделение |
газа |
||
и нефти); |
|
|
|
|
|
глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глу бине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;
однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;
гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.
Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природ ный газ соседних газовых месторождений или газ из магист ральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания су хого нефтяного газа приведена на рис. 3.4. При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газо-
2 |
Рис. |
2.4. |
Технологическая схема |
||||
закачки |
нефтяного газа: |
|
|||||
|
|
||||||
|
/ — продукция |
нефтяных |
скважин; |
||||
|
II — газ |
в |
нагнетательные |
скважины; |
|||
|
III — газ |
|
на |
местное |
потребление; |
||
|
IV — нефть |
|
потребителю; |
|
V —вода; |
||
|
/ — сепаратор |
высокого давления; 2 — |
|||||
|
газоочиститель (от увлеченной воды и |
||||||
|
механических |
примесей); |
3 —компрес |
||||
|
сор |
высокого |
давления |
(компрессор |
|||
ная станция); 4 —установка комплексной подготовки |
нефти; 5 — отбензиннвающая ус |
||||||
тановка (газобензиновый завод); 6 — компрессор низкого давления
вом промысле, как и для магистрального транспорта. На Битковском месторождении осуществлялся естественный перепуск газа из нижележащей эоценовой газоконденсатной залежи без предварительной подготовки в менилитовую залежь по трем схемам: с внешнескважинным перепуском без и с совмещением функций нагнетательной и газозаборной скважин и внутри скважинным перепуском (см. § 3.2).
Приемистость скважин устанавливают опытно или оцени вают по формуле дебита £аз£>вой скважины, умножая расчет ное значение на опытный коэффициент. Для поддержания дав ления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, при веденных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газо нагнетательных скважин. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давления столба газа. Обычно давление нагнетания на 15—20 % выше пластового давления.
Преждевременные прорывы газа резко снижают эффектив ность процесса вытеснения и увеличивают энергетические за траты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетае мого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят цик лическую закачку газа и др.
Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспери ментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффи циент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте сво бодного газа на величину предельной газонасыщенности (10— 15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25—75 %). Продол жительность циклов по закачке одного агента составляет 10— 30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим
134
причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).
Газовые методы реализованы в СССР на Битковском (су хой газ при отсутствии смесимости, газоводяное 'воздействие при давлениях 18—20 МПа), Журавлевско-Степановском (га зоводяное воздействие), Озек-Суатском (газ высокого давления при 30—35 МПа), Ромашкинском (обогащенный газ) и Клю чевом (смесь нефтяного газа и* сжиженного нефтяного газа) месторождениях.
§ 3.5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффи циентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие за воднение, которые основаны на снижении межфазного поверх ностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и ох вата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости ра бочих агентов с нефтью и водой.
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-Ю при оптимальном массовом содержании 0,05—0,1 % обеспечивают снижение поверхност ного натяжения от 35—45 до 7—8 мН/м, увеличение угла сма чивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8—10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повы шение нефтеотдачи не более чем на 2—5%. Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участ ках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные про мышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономи ческая эффективность становится весьма сомнительной.
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. Тех нология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе разме щения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ раз работана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в ос
новном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцен трированных (0,05—0,5%) и высококонцентрированных (1— 5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием компо зиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяже ния до 0,01—0,05 мН/м.
Метод полимерного заводнения основан на способности рас твора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей
(загущение воды) |
нефти и воды |
(текущий фактор сопротивле |
|
ния) и |
уменьшать |
подвижность воды, закачиваемой за рас |
|
твором |
полимера |
(остаточный |
фактор сопротивления), что |
повышает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испы тывался на нескольких месторождениях. Наиболее представи тельны опыты, проводимые на Орлянском и Арланском место рождениях. 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 при менении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой темпера туре). На Орлянском месторождении раствор из него концен трации 0,6—0,7 % получали рециркуляцией насосами, а дози рованную подачу в водовод вели плунжерными насосами. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, по этому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного со четания с другими методами повышения нефтеотдачи.
Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кисло тами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчи вые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трех озерном. Для приготовления щелочных растворов могут ис пользоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцини рованная сода) Na2C03, гидроксид аммония (аммиак) NH4OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na2Si0 3 . Наиболее ак тивные из них первый и последний (силикатно-щелочное завод нение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек раз мером 0,1—0,25 объема пор с концентрацией 0,05—0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая ото рочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодей ствии силиката натрия и хлористого кальция СаС12 образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция
CaSi0 3 , снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отли чаются большой сложностью. Будущее метода связывают с со четанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.
Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается
вобразовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы)
внаиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор)
иповерхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В ре зультате снижается водопроницаемость промытых зон, повыша ется охват пласта заводнением и снижается межфазное натя жение (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 концентра цией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80—85 % (сернокислотный от ход производства высокооктанового бензина). Технология ме тода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15 % порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигае мой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины раз мещают емкости (500—2000 м3) с АСК, которую насосами за качивают в пласт. После этого скважина подключается к об щей системе заводнения для закачки воды.
Применение метода сопровождается сильной коррозией ис пользуемого оборудования и эксплуатационной колонны сква жины.
Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов
После применения обычного заводнения, физико-гидродинами ческих и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30—70 % запасов нефти. Эту остаточ ную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, кото рые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспектив ные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диокси дом углерода (С02) и мицеллярными растворами.
Исследования применения диоксида углерода начаты в на чале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких ме сторождениях. 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. Ме