Лекция №27-28

Тема: Методы физико-химического регулирования процесса извлечения нефти.

Цель: Освоить основные методы физико-химического регулирования процесса извлечения нефти.

Ключевые слова: ПАВ, циклическое воздействие на пласт, полимерные соединения, мицеллярные растворы.

Основные вопросы и содержание:

1. Применение полимерных соединений, пен, мицеллярных растворов, эмульсий и других агентов.

2. Циклическое воздействие на пласт.

К самым простым методам физико-химического регулирования процесса извлечения нефти относятся методы, использующие средства, улуч­шающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняю­щие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью», уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды. К этим средствам относятся водорастворимые поверхностно-актив­ные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи, обладающие низкими потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов, но находящие самостоятельное промышленное применение для улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов за­воднением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности.

Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ.

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35—45 до 7–8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Сле­довательно, натяжение смачивания (acos8) уменьшается в 8 – 10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией нейоногенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05–0,1 %.

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть – вода 7–8 мН/м, как показывают исследования, не может суще­ственно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обыч­ного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и сни­жены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окружен­ную водой в крупных порах. Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефте­насыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных по­рах заводненной части пласта, но несущественному.

Эффективность водных растворов ПАВ. Прове­денные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву оста­точной нефти из заводненных пластов показали, что водные рас­творы нейоногенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5–3 %. Это соответствует фундамен­тальным теоретическим представлениям о процессе.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искус­ственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10–15 %.

Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объяс­няется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.

Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ про­водится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщен­ности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5–7%.

Более высокая эффективность вытеснения нефти водным рас­твором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, оче­видно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытесне­ния нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5–8 мН/м) способны увели­чивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2–5 °/о по сравнению с обычным заводне­нием, если применять их с начала разработки.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного при­тяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Квар­цевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удель­ной поверхностью (до 0,5–1,2 /г) и значительно большей адсорбционной активностью. Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4–0,82 мг/г, т. е. 1–2 кг/ породы или 5–10 кг/ пористой среды.

В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследо­ваниям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5–6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2–5,5 мг/г породы или 15–60 кг/ пористой среды. Причем адсорб­ция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварце­вых коллекторов составляет 500–600 /, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов–5000–15000 /, то на 1 поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02–0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах дости­гает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10–20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25–100 тыс. т в слу­чае полимиктовых коллекторов.

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05–0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2–3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 %) закачать 5–10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10–20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10–20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор Технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов.

Мицеллярно-полимерное заводнение

Успешное и широкое применение заводнения нефтяных место­рождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поста­вило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, завод­ненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их на­столько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создавае­мых перепадом давления, и выравняв подвижности в различных слоях.

Мицеллярно-полимерное заводнение и направлено на устране­ние капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение оста­точной нефти.

Структура и состав мицеллярных растворов. Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент — специальное, растворимое в нефти и воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), они могут смеши­ваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углево­дородной жидкости и воды. При их перемешивании в определен­ных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или микроэмульсия. При этом образуются так называемые нефтеводя-ные мицеллы-агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жид­ким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы назы­ваются мицеллярными растворами или микроэмульсиями (раство­римая нефть или вспученные мицеллы). В зависимости от степени различия энергий взаимодействия молекул ПАВ с молекулами воды и нефти могут образоваться сферические или пластинчатые (многослойные) мицеллы размером от 10~6 до 10~4 мм.

К простейшим мицеллам относится сферическая мицелла с неф­тяной или водной основой — ядром. У мицеллы с нефтяной ос­новой на поверхности находятся молекулы воды, у мицеллы с водной основой –молекулы нефти, составляющие внешние фазы мицеллярных растворов.

При разбавлении мицеллярных растворов фазой, однородной с молекулами внешней оболочки мицелл, энергия взаимодействия с ними ПАВ уменьшается и сферические мицеллы могут обратимо распадаться на отдельные сложные молекулы. При более высоких концентрациях внутренней фазы мицелл сферические мицеллы превращаются в пластинчатые. Последние, взаимодействуя между собой, способны создать в объеме системы структурную сетку геля.

Мицеллярные растворы способны к растворению или поглоще­нию жидкостей, составляющих основу мицелл или их внутреннюю фазу, если их молекулярное взаимодействие сильнее энергии вза­имодействия молекул ПАВ и молекул ядра мицелл.

Когда происходит растворение или поглощение, мицелла вспу­чивается, увеличивается в размерах в зависимости от строения мицеллы.

Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и по­лупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.

Оптимальные мицеллярные растворы получаются, когда энер­гии взаимодействия на единицу поверхности ПАВ с водой и с нефтью одинаковы и значительны по величине. Это условие–основное для образования устойчивых в обычных условиях мицел­лярных растворов. Но, чтобы они были устойчивыми в пласте, в за­висимости от свойств пластовых нефтей, солевого состава воды, насыщенности и строения пласта, в растворы приходится добав­лять четвертый компонент–различные стабилизаторы.

В качестве углеводородной жидкости можно применять сжи­женный газ, керосин, сырую легкую нефть и другие жидкости, но с увеличением их так называемого алканового углеродного числа повышается межфазное натяжение и ухудшаются условия применения.

Вода–важная составная часть раствора. Можно применять обычную пресную воду, пластовую минерализованную или под­вергнутую специальной обработке, но с заданной соленостью и определенным солевым составом.

Поверхностно-активными веществами обычно являются водо-нефтерастворимые вещества, обладающие большой стабилизирующей способностью–алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты, нонил-фенолы и др. Могут применяться композиции различных водорастворимых неиоцогенных и анионных ПАВ. Па­раметром солюбилизации является отношение объема нефти к объему ПАВ в мицеллярном растворе.

В качестве стабилизатора обычно используются спирты– изопропиловый, бутиловый, гексанол и др.

Изменяя содержание ПАВ, стабилизатора, углеводородов и воды, можно получить мицеллярный раствор либо с внешней нефтяной, либо с внешней водяной фазой с различными структу­рой мицелл, устойчивостью и межфазным натяжением на контакте с нефтью и водой.

Поверхностное натяжение между углеводородной и водной фазами в оптимальных мицеллярных системах приближается к нулю (не более 0,001 мН/м).

Количественное содержание и типы основных компонентов в мицеллярных растворах определяют их фазовое состояние (одно- или двухфазное), солюбилизирующую способность, вяз­кость, плотность, стабильность, прозрачность и др.

Существование однофазных мицеллярных растворов возможно в широком диапазоне изменения содержания составляющих ком­понентов — нефти, ПАВ, воды и стабилизатора. По своей струк­туре выделяются четыре основных типа мицеллярных растворов, или микроэмульсий, различающихся взаимодействием с водой и нефтью (рис. 1).

Рис.1.Типы мицеллярных растворов.

а – зоны существования микроэмульсий различных типов, б – типы микроэмульсий, I – растворимая нефть смешивающая с водой и нефтью, II – раствор смешивающийся только с водой, III - раствор смешивающийся только с нефтью, IV – раствор нерастворимый ни в воде ни в нефти,

1 – вода, 2 – микроэмульсия,3 – нефть, 4 – микроэмульсия уравновешенная с водой, 5 – то же с нефтью, 6 – микроэмульсия неуравновешеная с водой.

Тип I–мицеллярный раствор, неравновесный, с высокой кон­центрацией ПАВ, растворимый в воде и в нефти.

Тип II–мицеллярный раствор, уравновешенный с нефтью и растворимый только в воде. Избыток нефти с течением времени выделяется из раствора, и образуется устойчивая граница раз­деления фаз, но межфазное натяжение на границе с нефтью мало (0,1–0,001 мН/м), а на границе с водой равно нулю. Данный тип называют мицеллярным раствором с внешней водной фазой, иногда «нижней фазой» или водонефтяной микроэмульсией.

Тип III –мицеллярный раствор, уравновешенный с водой и растворимый только в нефти, или раствор с внешней углеводород­ной фазой, иногда его называют «верхней фазой» или нефтеводя-ной микроэмульсией.

Тип IV–мицеллярный раствор, нерастворимый ни в воде, ни в нефти, т. е. уравновешенный с нефтью и водой, иногда назы­вают «средней фазой». У этого раствора межфазное натяжение на границе и с нефтью, и с водой очень низкое (Q,001–0,0001 мН/м), что обеспечивает смешивающееся вытеснение.

Тип мицеллярного раствора зависит от соотношения компо­нентов, содержания солей в воде, температуры и моле­кулярной структуры ПАВ, а также от других факторов.

Наибольшего внимания заслуживают мицеллярные растворы типа II и IV. Тип II может существовать при значительном со­держании воды и солей в воде, что часто встречается в реальных нефтяных коллекторах при малом содержании ПАВ, почти не тре­бует углеводородной жидкости для приготовления. Но большое содержание кальция в воде приводит к отрицательному явле­нию–его инверсии, т. е. изменению структуры раствора и обра­зованию микроэмульсии. Мицеллярный раствор типа IV обычно содержит воду и нефть в равных объемах, обладает наилучшей вытесняющей способностью, но при изменении концентрации со­лей может переходить в растворы типа II или III. Мицеллярный раствор типа менее интересен из-за большого содержания нефти. Недостаток мицеллярного раствора типа I заключается в высоком содержании дорогих ПАВ и спиртов. Обычно он ис­пользуется для приготовления растворов других типов.

Минерализация воды, различные добавки (композиции) ПАВ могут приводить к ситуациям, когда возможно совместное су­ществование мицеллярных растворов различных типов и структур и реальные тройные фазовые диаграммы будут значительно слож­нее идеализированных, приведенных на рис. 1, а.

Все мицеллярные растворы (однофазные) независимо от их структуры при движении в пласте неизбежно испытывают наруше­ние однофазности. Наименее устойчив раствор типа IV («средняя фаза»), который существует при строго определенных солености, водонефтяном отношении, отношении ПАВ к содетергенту и об­щей концентрации ПАВ. Дополнительное попадание солей в раст­вор или потеря ПАВ из раствора в вытесняемые нефть или воду обусловливает превращение «средней фазы» в «верхнюю фазу» на фронте вытеснения и в «нижнюю фазу» позади оторочки. Разделение фаз происходит при межфазном натяжении между ними, равном или большем 0,1—0,01 мН/м.

Обычно «средняя фаза» (тип IV) находится между «верхней» и «нижней» при движении в пласте, а процесс вытеснения из смешивающегося неизбежно переходит в несмешивающийся.

Свойства мицеллярных растворов и влияние на них различных факторов. Для эффективного применения мицеллярных растворов в различных коллекторах с разными нефтями, пластовой и нагнетаемой водой раствор должен обладать вполне определенными свойствами. Общие требования к мицеллярным растворам можно сформулировать следующим об­разом.

Раствор должен обладать способностью полностью вытеснять нефть и воду из коллекторов рзличного типа. Вытесняющая спо­собность раствора определяется так называемым контролирующим межфазным натяжением. Если межфазное натяжение на границе раствора с нефтью и водой разное, например 0,01 мН/м и 0 соот­ветственно для раствора типа II, то эффективность вытеснения нефти будет контролироваться большим межфазным натяжением, т. е. величиной 0,01 мН/м. Наилучшая вытесняющая способность достигается у раствора типа IV(средняя фаза), у которого низкое межфазное натяжение (<0,001 мН/м) на контакте и с нефтью, и с водой.

Но достаточно высокая эффективность вытеснения нефти со­храняется и после перехода раствора типа IV в тип II или III.

Раствор должен оставаться вязкой однофазной, мелкодиспер­сной эмульсией, т. е. однородной жидкостью, при достаточно большом содержании солей кальция и магния, при высокой темпе­ратуре пласта, при сильном разбавлении их водой и нефтью в процессе движения по пласту.

В практике добычи нефти необходимо иметь заданные опти­мальные для конкретных геолого-физических условий свойства мицеллярных растворов с целью получения наиболее эффектив­ных показателей вытеснения остаточной нефти или обработки призабойных зон.

Механизм процесса. Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свой­ствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раст­вор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной по­ристой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти–зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней –зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения оторочки мицеллярного раствора в пласт вслед за раствором за­качивают полимерный раствор вязкостью, близкой к вязкости мицеллярного раствора, а затем обычную воду.

В результате в пласте образуется шесть зон (рис. 2), отличающихся по характеру и степени насыщенности (в направлении, противоположном вытес­нению):

ü зона исходной нефтеводонасыщенности пласта;

ü нефтяной вал;

ü водяной вал;

ü оторочка мицеллярного раствора;

ü буфер подвижности;

ü зона обычной воды.

Рис.2. Схема распределение водонасыщенности в заводненном пласте при вытеснении мицеллярным раствором.

Если пористая среда обладает гидрофобными свойствами и вода находится в рассеянном состоянии, то изменения в механизме вытеснения и в распределении этих зон незначительны–проис­ходит замена местами вала нефти и вала воды. Вал воды стано­вится перед валом нефти. В каждой из указанных зон происходят своеобразные процессы вытеснения.

Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Между нефтяным и водяным валом образуется зона смеси (переходная зона), так как вода не может вытеснить полностью нефть. Водяной вал как бы пропускает через себя часть нефти. Скорость фильтрации воды в водяном вале больше скорости фильтрации нефти.

Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. При межфазном натяжении больше 0,5 мН/м мицеллярный раствор полностью вытесняет воду, но не смешивается с нефтью. При меж­фазном натяжении больше 0,01—0,1 мН/м пластовая вода может двигаться вместе с мицеллярным раствором, не растворяясь в нем. Если же поверхностное натяжение меньше 0,01 мН/м, возможно перемешивание воды и мицеллярного раствора и, в зависимости от степени водонасыщенности, поглощение раствором этой воды.

Когда пластовая вода движется вместе с мицеллярным раство­ром (о = 0,01– 0,1 мН/м), скорость фильтрации ее меньше, чем раствора, и она, отставая от раствора, полностью смешивается с буфером подвижности –водным раствором полимера.

Ввиду малого поверхностного натяжения между водным раст­вором полимера и мицеллярным раствором (менее 0,01 мН/м) в принципе возможно полное вытеснение мицеллярного раствора буфером подвижности. И наконец, буфер подвижности (водный раствор полимера), естественно, должен полностью вытесняться обычной водой.

Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из завод­ненной однородной пористой среды. При этом динамика добычи следующая. Сначала из пористой среды извлекается одна вода (97–99 %) до момента подхода нефтяного вала. Затем доля нефти в извлекаемой жидкости резко возрастает (до 25–60 % и более) и удерживается стабильной, пропорциональной нефтенасы­щенности в нефтяном вале. После нефтяного вала обводненность продукции вновь возрастает, и затем извлекается значительная часть оторочки мицеллярного раствора вместе с растворенной в нем отставшей нефтью и подвижной поглощенной водой.

Практически же в условиях заводненных микронеоднородных коллекторов с рассеянной нефтью и макронеоднородных пластов с неохваченными нефтяными слоями механизм вытеснения оста­точной нефти мицеллярными растворами будет значительно слож­нее описанного.

Прежде всего, неоднородность пластов будет вызывать неравно­мерность перемещения, «размазывание» всех границ раздела между различными зонами. Вследствие этого вода, насыщающая пласты перед нефтяным валом, будет хуже вытесняться, особенно растворами типов III с внешней углеводородной фазой, в большем объеме попадать во все зоны, снижая эффективность вытеснения. Увеличение насыщенности свободной водой, содержащей соли, оторочки мицеллярного раствора ухудшает вытеснение нефти, а разбавление водой буфера подвижности снижает эффективность вытеснения самой оторочки мицеллярного раствора.

В реальных условиях вода в пластах будет во всех случаях в различной степени минерализованной, с плотностью 1,05–1,18 г/ и массовым содержанием солей от 4 до 15 %. При не­полном вытеснении такой воды и контактировании с ней мицел­лярного раствора будет происходить увеличение минерализации, переход в мицеллярный раствор катионов (кальция и магния) из воды и породы. Наличие в мицеллярных растворах многовалентных катионов солей само по себе мало ухудшает их вытесняющую спо­собность, если сохраняется структура растворов. Но при большом насыщении раствора солями снижаются активность сульфонатов и предельное содержание воды, необходимое для обращения фаз ми­целлярного раствора (инверсии), увеличения растворимости нефти и перехода его из «средней фазы» (тип IV), в «верхнюю фазу» (образование эмульсии, разделение на нефть и воду) вследствие повышения межфазного натяжения между углеводородной и вод­ной фазой раствора. В этом случае эффективность вытеснения ос­таточной, рассеянной в заводненных слоях нефти мицеллярным раствором будет ниже, чем устойчивым раствором с внешней уг­леводородной фазой, но может быть вполне удовлетворительной, если основная остаточная нефть сосредоточена в не охваченных заводнением слоях, так как повышенные вязкости раствора будут способствовать охвату вытеснением именно этой нефти.

Отрицательные последствия насыщения мицеллярных раство­ров многовалентными катионами солей можно устранить исполь­зованием для приготовления растворов других соответствующих ПАВ, позволяющих сохранять устойчивость растворов с повыше­нием их минерализации (вместо сульфонатов — смеси неионоген­ных и анионных ПАВ, этоксилированных спиртов, альфа-олефинов и др.). Причем для композиции ПАВ будут необходимы чистые продукты с заданными свойствами–неионогенныеПАВ с узкой степенью этоксилирования, ПАВ со сложной структурой молекул, бинарные смеси и т. д. Фундаментальные физико-химиче­ские исследования показывают реальную возможность получения устойчивых микроэмульсий для пластов с высокой минерализа­цией и температурой.

Значительно худшие отрицательные последствия могут наблю­даться при разбавлении водой и насыщении солями буфера под­вижности— водного раствора полимера. Это приводит к снижению фактической и кажущейся вязкости вытесняющей жидкости и повышению межфазного натяжения между раствором, буфером подвижности и мицеллярным раствором.

Из рассмотренных аспектов механизма вытеснения нефти из заводненных пластов мицеллярными растворами в реальных ус­ловиях следует очень важный практический вывод. Эффективность всего процесса извлечения остаточной нефти мицеллярными раст­ворами будет зависеть в основном от того, насколько полно будет вытесняться пластовая соленая вода, содержащая соли кальция и магния, и в какой степени эта вода будет изменять свойства ми­целлярного раствора (обращение фаз, повышение вязкости) и бу­фера подвижности. Очевидно, при реализации процессов извле­чения нефти из заводненных пластов с помощью мицеллярных растворов необходимо добиваться того, чтобы между раствором и водой межфазное натяжение стремилось к нулю (раствор типа II), а до оторочки раствора и буфера подвижности доходило как можно меньше пластовой воды, особенно содержащей соли кальция и магния.

Заднюю часть оторочки мицеллярного раствора для полного ее вытеснения буфером подвижности также желательно максимально насыщать водой, чтобы превратить раствор в эмульсию с внешней водной фазой.

Вся сложность практического применения мицеллярных раст­воров для извлечения нефти из заводненных пластов, очевидно, будет заключаться в подборе для каждого пласта или участка рецептов (составов) устойчивых мицеллярных растворов, нечув­ствительных к пластовым солям, особенно кальция и магния, обе­спечивающих желательные механизм перехода растворов из одного типа в другой и эффективность вытеснения остаточной нефти из заводненных и непромытых слоев.

Состав мицеллярных растворов для извлечения остаточной нефти из пластов, полностью охваченных заводнением, должен от­личаться от растворов для неоднородных пластов с низким охва­том заводнением. В первом случае инверсия мицеллярных раст­воров и повышение их вязкости будут ухудшать процесс извле­чения нефти, а во втором могут не ухудшать за счет повышения охвата вытеснением.

Как отмечалось, при благоприятных геолого-физических ус­ловиях месторождений заводнение нефтяных залежей может обес­печивать нефтеотдачу пластов до 60—65 % и более. Однако пол­нота охвата пластов заводнением и конечная нефтеотдача их резко снижаются при усилении степени геологической неоднород­ности разрабатываемых объектов. В сильно неоднородных пла­стах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах и пр. Неравно­мерные прорывы воды имеют место также и в однородных пла­стах при повышенной вязкости нефти за счет неустойчивости фронта вытеснения. Это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон. Последние могут достигать до 30—50 % от нефтенасыщенного объема.

Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в раз­работку нефтенасыщенных зон и участков может способствовать увеличению нефтеотдачи пластов при обычном заводнении, про­длению безводного периода добычи нефти, уменьшению относи­тельных объемов добываемой воды и т.д.

Одними из эффективных способов достижения указанной цели могут служить предложенное в 50-е годы циклическое, иногда называемое импульсным, нестационарное заводнение послойно неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему, способ изменения направления, кинематики потоков жидкости в систему скважин по простиранию неоднородных пластов, широко применяемые на практике.

Механизм процесса. Суть метода циклического воз­действия и изменения направления потоков жидкости заклю­чается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, по проницаемости слоев, пропластков, зон, участ­ков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки — скважины, искус­ственно создается нестационарное давление. Оно достигается из­менением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жид­кости из скважин в определенном порядке путем их периодиче­ского повышения и снижения.

В результате такого нестационарного, изменяющегося во вре­мени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высоко-проницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении дав­ления в пласте, т. е. при увеличении объема нагнетания воды или снижении отбора жидкости, возникают положительные перепады давления — в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных ниже. При снижении давления в пласте, т. е. при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления — в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных ниже.

Под действием знакопеременных перепадов давления проис­ходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте, направленное на выравнивание насыщенностей и устране­ние капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных и заводненных зон, слоев, участков.

Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой из неоднородных пла­стов, создают неравновесное состояние капиллярных сил на кон­такте зон с разной насыщенностью. Но сами по себе капиллярные силы могут выравнять насыщенность в пластах за очень длитель­ный период времени. Возникновение знакопеременных пере­падов давлений между зонами (слоями) разной насыщенности спо­собствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой нефтенасыщенных зон (слоев) — внедрению воды из заводненных зон в нефтенасыщенные по мелким поровым и перетоку нефти из нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым кана­лам. Без знакопеременных перепадов давления между зонами с разной насыщенностью самопроизвольно капиллярный проти­воток жидкостей происходить не может в силу переменного сече­ния поровых каналов, в которых капиллярное вытеснение нефти водой носит прерывистый характер.

Циклическое воздействие на пласты, создавая знакоперемен­ные перепады давления между зонами (слоями) разной насы­щенности (проницаемости), способствует преодолению прерыви­стого характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неоднород­ных пластов. Изменение направления потоков жидкости между скважинами (в плане) усиливает этот процесс повышения охвата пластов заводнением.

Технология циклического воздействия на пла­сты. Технология процесса изучалась экспериментально, путем приближенных и строгих аналитических исследований. В при­ближенной расчетной схеме нами был описан только первый цикл процесса. В экспериментальных и аналитических работах изуча­лись вопросы неустановившейся фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте при различной технологии периодического изменения давления или расхода воды — величина и особенности перетоков жидкости между слоями и зонами разной проницае­мости, оценка эффективности процесса. Во всех известных иссле­дованиях реальный пласт представляется в виде двухслойной си­стемы с различной характеристикой слоев. О. Э. Цынковой была предложена математическая модель процесса, которая в настоя­щее время используется при проектировании разработки место­рождений с использованием рассматриваемого метода. На основе указанной модели большие исследования технологии процесса заводнения неоднородных пластов при нестационарном воздей­ствии провела И. Н. Шарбатова под руководством автора, частьрезультатов которых используется ниже. Модель позволяет учи­тывать необходимые технологические условия процесса, перепады давления нагнетания, изменения расхода воды, частоту колеба­ний давления (расхода) и определять эффективность процесса в виде безразмерных коэффициентов, представляющих собой отношения:

ü текущих отборов нефти при циклическом и обычном заводне­нии;

ü накопленных отборов нефти при циклическом заводнении за время применения метода к накопленному за то же время количеству нефти при обычном заводнении xi;

ü накопленных отборов нефти с начала разработки при цикли­ческом и обычном заводнении.

Использование этой модели позволило выявить ряд основных безразмерных параметров, определяющих оптимальную техно­логию процесса. К ним относятся следующие.

1. Относительная частота смены циклов. Измене­ние расхода нагнетаемой воды, являющееся критерием нестаци­онарности процесса:

= С (1)

где — относительная частота циклов; — рабочая абсолютная частота колебаний расхода; С — коэффициент упругости породы и жидкости; С — характерные средние вязкость, пори­стость, длина и проницаемость пласта соответственно.

Установлено, что оптимальное значение относительной ча­стоты смены циклов = 2. Это значение отвечает завершению распределения пластового Давления, а также достижению макси­мальных перетоков жидкости по длине пласта.

Для определения длительности циклов нестационарного воз­действия можно пользоваться диаграммой (рис. 3).

Рис.3.Диаграмма для определения длительности циклов нестационарного воздействия t в зависимости от пьезопроводности пласта и удаления фронта вытеснения.

Прямые линии, выходящие из начала координат, есть линии равных пери­одов. Как видно, при конкретном значении пьезопроводности пласта 10000 /с, по мере удаления фронта вытеснения от линии нагнетания воды от 100 до 700 м, продолжительность циклов должна увеличиваться от 10—15 до 75—80 сут. А если процесс циклического воздействия на пласты проводится с начала заводнения, то продолжительность циклов должна быть не более 1—10 сут. С увеличением пьезопроводности пласта продолжитель­ность циклов уменьшается, особенно для трещиноватых пластов.

3. Относительная амплитуда колебаний рас-
хода нагнетаемой воды, представляющая собой отноше-
ние превышения (снижения) уровня нагнетания воды при цикли-
ческом заводнении над средним объемом нагнетания к среднему
уровню закачки при обычном заводнении:

b = (2)

где — максимальный (или минимальный) уровень закачки (в зависимости от фазы цикла) при циклическом заводнении; — средний уровень закачки при обычном заводнении; i — номер фазы цикла (i=l, 2).

Очевидно, что при условии необходимости сохранения сред­него объема циклической закачки воды равным объему при обыч­ном заводнении максимальное значение относительной амплитуды колебания расходов воды не может быть более единицы (bﮐ1). Это означает, что в полупериод повышения давления нагнета­ния объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полу­период снижения давления — сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин.

3. Относительное время начала нестационар-
ной закачки воды, характеризующее длительность периода
обычного заводнения, предшествующего циклическому. Этот па-
раметр определяется с учетом масштаба времени, разработки
пласта при обычном заводнении до прорыва воды в реальных
условиях эксплуатации по слою с большой проницаемостью.

Относительное время начала циклического заводнения можно определить следующим образом:

*= (3)

где t* — длительность эксплуатации объекта при обычном завод­нении; — длительность эксплуатации объекта от начала завод­нения до момента прорыва воды (определяется по динамике обводнения) при обычном заводнении по слою с проницае­мостью.

Когда разработка залежи осуществляется с самого начала с применением метода циклической закачки воды, то * = 0, если нагнетательные скважины переводятся на нестационарный режим работы некоторое время спустя, то т*>0.

Свойства пластов, влияющие на процесс. Неод­нородность коллектора по толщине и проницаемости оказывает самое большое влияние на процесс циклического воздействия. В реальных условиях эта неоднородность пластов очень сложно изменяется по простиранию залежей. При моделировании про­цесса циклического заводнения она схематизируется системой, представленной двумя слоями с разными проницаемостью и тол­щиной. Исходной информацией для интерпретации реального пласта двухслойной моделью служат результаты поинтерваль-ных замеров проницаемости геофизическими методами. Схема построения геологической модели пласта для изучения процесса соответствует в принципе только условиям гидродинамических перетоков жидкости между слоями разной проницаемости при изменении режима нагнетания воды в пласты.

Эффективность циклического воздействия на пласты

Проведенные исследования влияния различных факторов на эффективность процесса позволили установить идентичность за­висимостей показателей эффективности циклического заводнения для коллекторов разных типов (рис. 4). На рис. 4 конец разработки месторождения соответствует прорыву воды в добываю­щую галерею по слою с меньшей проницаемостью (=), т. е. полному охвату пласта заводнением, и эффект от циклического воздействия сводится к нулю.

Рис.4.Зависимость показателей эффективности циклического заводнения.

На практике же эксплуатация нефтяной залежи осуществляется при помощи скважин, и из со­ображений рентабельности разработка не доводится до полного обводнения добываемой продукции. Поэтому в реальных усло­виях метод циклического заводнения не только интенсифицирует процесс заводнения, но одновременно и увеличивает нефтеотдачу пластов за счет повышения охвата их заводнением к моменту достижения экономического предела рентабельности эксплуа­тации.

Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс циклической закачки воды в пласты без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Осуществление циклического заводнения с полной остановкой нагнетательных скважин (b = l), когда в фазу повышения давле­ния нагнетания расход увеличивается в 2 раза (при сохранении неизменным среднего уровня закачки), может потребовать уста­новки высоконапорных насосов, позволяющих закачивать воду при максимальных давлениях на устье скважин до 22—25 МПа.

При выборе той или иной амплитуды нужно учитывать, что отключение нагнетательных скважин и даже ограничение объе­мов закачки воды уменьшением давления нагнетания могут при­вести к замерзанию нагнетательных скважин и водоводов в зим­нее время или появлению в них нефти.

Эффективность циклического заводнения снижается с ростом относительного времени начала циклического заводнения т*.

Время начала циклического заводнения влияет не только на величину эффекта, но и на длительность его проявления, а также на время достижения максимального значения эффективности. Чем раньше начато циклическое заводнение, тем большую долю дополнительной накопленной добычи нефти можно обеспечить к концу разработки в общем объеме накопленной добычи нефти. Начало применения метода на поздней стадии разработки надо считать менее целесообразным, поскольку дополнительная до­быча нефти за счет метода приходится на период, когда разра­ботка сопровождается отбором больших количеств воды (рис.5).

Рис.5.Зависимость относительной добычи нефти от относительного времени начала цикла заводнения для разных месторождений.

Для некоторых нефтяных месторождений на этом рисунке пока­зано изменение максимальных значений текущих показателей эффективности метода xi (прироста добычи нефти) в зависимо­сти от относительного времени начала циклического заводнения т*.

Таким образом, циклическое воздействие на неоднородные пласты способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи за счет повышения охвата их заводне­нием. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличи­вается с повышением гидрофильности пласта (смачиваемости), микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слои­стой) неоднородности, сообщаемости слоев.

Рекомендуемая литература:

1. Орешский Б. М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М., Недра, 1977.

2. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторож­дений при вытеснении нефти водой. М., Недра, 1973.

3. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата/Л. Ф. Демен­тьев, Ю. В. Шурубор, В. И. Азаматов и др. М., Недра, 1981.

4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.,Недра, 1971

5. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей М., Наука, 1976.

6. Справочник по нефтегазопромысловой геологии, под редакцией Н. Е. Бы­кова, М. И. Максимова, А. Я. Фурсова. М., Недра, 1981.

7. Султанов С. А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М., Недра,1974.

8. Чоловский И. П. Геологопромысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М., Недра,

Контрольные вопросы:

1. В чем заключается эффективность циклического воздействия на пласт?

2. По какой формуле определяется относительное время начала циклического заводнения?

3. Какойсостав мицеллярных растворов?

4. В чем заключается суть метода циклического воз­действия на пласт?

5. От чего зависит эффективность всего процесса извлечения остаточной нефти мицеллярными раст­ворами?

Глоссарий:

Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и по­лупрозрачные жидкости.

Пове́рхностно-акти́вные вещества́ (ПАВ) — химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения.

Заводнение — метод поддержания и восстановления давления для вытеснения нефти из пласта путём закачки воды.

Относительная амплитуда колебаний рас-
хода нагнетаемой воды представляющет собой отноше-
ние превышения (снижения) уровня нагнетания воды при цикли-
ческом заводнении над средним объемом нагнетания к среднему
уровню закачки при обычном заводнении.

Дата добавления: 2014-01-04