Технология и техника воздействия на нефтяные залежи и повышение нефтеотдачи

 Для проведения' ППД можно использовать также стоки других промышленных предприятий (нефтеперерабатывающих заводов, калийных комбинатов, коммунальных хозяйств и др.). Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки. 
 
 
 
 

 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одною из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз н 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.

 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 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. 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 высококонцентрированных (1 —5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного 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, закачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Рекомендуется оторочка размером 0,1—0,5 от объема пор с концентрацией 0.01-0.1 %. Гель ПАВ не технологичен в применении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой температуре). Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного сочетании 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 устойчи- 
вые эмульсии и выделяются осадки. Для приготовления щелочных растворов могут использоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) Na2C03, гидроксид аммония (аммиак) NHOH, силикат натрия (растворимое стекло) Na2SiO3 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—0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодействии силиката натрия и хлористого кальция СаС12 образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiO3, 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). 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 м1) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения дли закачки воды.

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

 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 агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотснцнальныс методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО2) и мицеллярными растворами. 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.

 Источниками получения СОг 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.

 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 концентрацией3—5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10—15%). Оптимальный объем оторочки С0₂ составляет 0,2—0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СОг с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов С0₂ 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 С0₂, распределения его по скважинам, утилизации СО2 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 СО₂, так как потребности в нем (1000—2000 м³ на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник С0₂ экономически рентабелен.

   Мицеллярный раствор — это тонкодисперсная  коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого 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 мнцеллярном 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 ионов 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 воды (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 ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

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

 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 вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскимн свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические - закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклическне обработки скважин); термохимические — внутрипластовое горение. 
 
 

 Внутрипластовое горение

 Сущность  процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещенин 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). Но соотношению расходов воды и воздуха (л/ма) различают сухое (отсутствует закачка воды) влажное (до 2—3 л/м1) и сверхвлажное (более 2—3 л/м ) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1.5—3 раза), возрастанию скорости двнжения фронта (в 1,5-2 раза и снижению температуры (от 500—540 до 260 С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературною пароводяною вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10—20 % С02) 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 даннным 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 н 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 дальшеего поддерживают и перемещают но пласту закачкой воздуха.  

 Предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха в соответствии с расширением фронта и удалением его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха ооычно в 1,а—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- IM. ОВГ-72/220М) включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование 
 

   Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции 
при внутрипластовом горении:

 I – воздух, II - вода, III - продукция скважин, IV - смесь газов, V - топливо для дожига, VI – нефть; 1 - компрессорная станция, 2 - насосная станция для воды, 3 – воздухо- и водораспределительные пункты, 4 – нагнетательная станция, 5 – добывающие скважины, 6 – пескоуловитель, 7 – замерная установка, 8 – печь для путевого подогрева продукции скважин, 9 – депульсатор – узел предварительного отбора газа, 10 – сепаратор, 11 – устройство для сжигания газа, 12 – буферная ёмкость, 13 – насосная станция для нефти. 

 устья нагнетательной скважины ОУВГ и др. Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции показана на рисунке. Добываемый газ содержит большое количество азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газов, 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.