Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

тод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюи­ дах, 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 несколь­ ких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение С02 как любого маловязкого агента сопровождается значительным снижением коэффициента охвата (на 5—15%), из-за чего увеличение коэффициента неф­ теотдачи может составлять лишь 7—12 %.

Источниками получения С02 могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании при­ родного газа получается в 6—11 раз больший объем продуктов сгорания.

Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагне­ тательные скважины в газообразном (лучше при давлении пол­ ной смесимости около 10—30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций С 02 и воды приблизительно 0,25—1, а также в растворенном со­ стоянии в виде карбонизированной воды концентрацией3—5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (ко­ эффициент вытеснения повышается всего на 10—15%). Опти­ мальный объем оторочки С02 составляет 0,2—0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки С02 с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов С02 предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, уг­ леводородным газом и др. Техника закачки зависит от приме­ няемой технологии.

Для внедрения метода необходимо решить проблемы транс­ порта жидкого С02, распределения его по скважинам, утилиза­ ции С 02 и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Из всех известных методов закачка С02 наиболее универ­ сальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного С02, так как потребности в нем (1000— 2000 м3 на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет от­ ходов химического производства, хотя этот источник С02 эко­ номически рентабелен.

Мицеллярный раствор — это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтя­ ного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бути­ ловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе прак­ тически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным дан­

ным, коэффициент нефтевытеснения при мицеллярном завод­ нении составляет 80—98 %.

Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических ре­ агентов: а) предоторочки (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого нат­ рия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малокон­ центрированного (20—50 % от объема пор) или высококонцен­ трированного (5—15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30—60 % от объема пор) из по­ лимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицелляр­ но-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицел­ лярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку до­ бавляют спирт концентрации, равной его концентрации в ми­ целлярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрирован­ ными, содержащими до 50—70 % углеводородов, до 8—10% сульфонатов, до 2—3 % стабилизатора, и малоконцентрирован­ ными водными, содержащими углеводородов менее 5%, суль­ фонатов 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 че­ рез фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдержи­ ваться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

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

§ 3.6. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гид­ родинамическим вытеснением повышается температура в за­ лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак­

ций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю­ щих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыще­

ния нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от­ носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при­ чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз­ работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле­ дующие разновидности тепловых методов:-теплофизические — закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и паро­ циклические обработки скважин); термохимические — внутрипластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя

Первые работы по 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 /КИп (насыщения) при постоян­ ном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими ка­ пельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости хП (отношение массы сухой па­ ровой фазы к массе смеси). При 1>лгп> 0 имеем влажный на­ сыщенный пар, а при Хп= 1 — сухой насыщенный пар (неустой­ чивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет темпе­ ратуру больше ^кипПри охлаждении перегретого пара при по­ стоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теп­ лота парообразования (конденсации) и дальше частично теп­ лота жидкости, т. е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода. С повышением давления р возрастает температура кипения /кип, которую можно оценить по эмпирическому урав­ нению Руша

где /кип в °С, р в МПа.

Критическое состояние воды (критическая точка), которое характеризуется исчезновением различия между жидкостью и паром, наступает при значениях давления ркрв = 22,115 МПа и

Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосфер­ ных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г. (Э. Б. Чекалюк и др.), достигается при температурах 320—340 °С и давле­ ниях 16—22 МПа (рис. 3.5). Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного рас-

ласть двухфазного равновесия жидкой и газовой фазы; Б —область двухфазного равновесия двух жидких фаз; В — об­ ласть ретроградного расслоения двух жид­ ких фаз; I — область неограниченной рас­ творимости жидкого н-гексадекана и жид­ кой фазы воды; II — область неограничен­ ной растворимости жидкого н-гексадекапа и газовой фазы воды; III —область неог­ раниченной растворимости газовой фазы н-гексадекана и газовой фазы воды

твора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную

вней нефть. Критическая температура растворения снижается

впористой среде на 10—20 °С, а при добавке к воде углекис­ лого газа в объемном соотношении 1:5 (в атмосферных усло­ виях) до 250 °С. Сопоставительными лабораторными опытами вытеснения нефти водой с поинтервальным ступенчатым повы­ шением температуры закачиваемой воды установлено, что сум­ марный коэффициент вытеснения повышается до 0,67 при тем­

Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти дей­ ствует во всей области его существования в интервале темпера­ тур 100—370 °С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Од­ нако коэффициент охвата пласта для горячей воды выше, чем для параПар как маловязкий рабочий агент обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5—0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3—0,35.

Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на за­ бое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверх­