Лекция: Повышение нефтеотдачи пластов

Повышение нефтеотдачи пластов

1. Методы увеличения извлекаемых запасов

Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. На первом месте, безусловно, стоит правильная расстановка скважин на залежи с учетом геологического строения пластов и осуществление регулирования процесса заводнения на основании регулярных гидродинамических исследований скважин. Эффективность эксплуатации залежи улучшается в результате воздействия на призабойные зоны пласта с целью увеличения дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа, а также приемистости нагнетательных скважин, если такие имеются для искусственного поддержания пластового давления. Эффективность заводнения может существенно повыситься, если в нагнетаемую воду добавлять химические реагенты, способствующие более полному вытеснению нефти из недр. Все вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи основаны на использовании тех или иных физических закономерностей, о которых говорилось в предыдущих лекциях. В зависимости от условий залегания нефтей, их свойств и состава. а также исходя из экономической целесообразности применяют различные технологии добычи углеводородного сырья. Из наиболее известных технологий можно назвать закачку в пласт теплоносителя для снижения вязкости нефти. Эту же цель преследуют, нагнетая в пласты сжиженные газы, являющиеся растворителями нефти. Явление обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде используется для разработки технологии закачки в залежь газов высокого давления, что способствует переводу части нефтяных фракций в паровую фазу. Для выравнивания подвижности воды и вытесняемой нефти в пласты нагнетают загушенную воду. Для повышения нефтеотдачи используют пены, стабилизированные поверхностно-активными веществами, подвижные очаги горения. Исследуются ультразвуковые, вибрационные, электрические методы воздействия на прискважинные зоны пласта.

2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод

Заводнение залежей является основным способом увеличения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. Но даже при всей его эффективности в недрах остается более половины запасов нефти. Одним из способов повышения эффективности заводнения может быть нагнетание в залежь вод, обладающих высокими вытесняющими свойствами. В соответствии с современными представлениями механизм моющего действия веществ применительно к отмывке углеводородов от минералов определяется их способностью улучшать смачивающие свойства вод, уменьшать их поверхностное натяжение на границе с нефтью и другими поверхностями. Они должны быть разрушителями суспензий и эмульсий и т.д.

В зависимости от строения и свойств пород пласта, а также состояния жидкостей в пористой среде параметры вытесняющей жидкости, влияющие на нефтевытесняющие свойства, могут быть неодинаковы. Если, например, нефть в пласте находится в рассеянном состоянии, то лучшими вытесняющими свойствами в этом случае будет обладать вода, характеризующаяся низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и хорошо смачивающая породу. При заводнении трещиноватых коллекторов целесообразно использовать воды с высокими величинами натяжения смачивания (Cos), способные под действием капиллярных сил интенсивно впитываться в блоки породы, разбитой трещинами. Однако процессы впитывания воды в нефтенасыщенные породы сопровождаются образованием водо-нефтяных смесей отрицательно влияющих на нефтеотдачу из-за нарушения сплошности нефтяной фазы. Менее интенсивно такие смеси образуются при нагнетании в неоднородные пласты вод, обладающих низкими значениями (Cos). Если это так, то в условиях нейтральной (промежуточной) смачиваемости, когда угол смачивания близок к 90, а имеет минимальные значения, коэффициент нефтеотдачи должен увеличиваться. Такие воды обладают плохими моющими свойствами, но их вытесняющая способность наиболее высока. В этом отношении следует отдавать предпочтение пластовым водам, добываемым попутно с нефтью, и закачивать их обратно в пласты после соответствующей подготовки. Пресные воды, используемые для поддержания пластового давления, лучше смачивают поверхность породы и образуют более стойкие эмульсии на контакте с нефтью. Кроме того, они способствуют набуханию глинистого цемента, входящего в состав терригенных коллекторов и уменьшению объема порового пространства. Правда некоторые ученые считают, что при этом происходит отжатие нефти из сжимающегося канала фильтрации, но судя по результатах лабораторных экспериментов, приведенным в их работах, это не так. Гораздо проще объяснить полученный эффект простым перераспределением фильтрационных потоков за счет изменения структуры каналов фильтрации.

В терригенных коллекторах месторождений Удмуртии, где содержание глинистого вещества незначительно (0-5%), снижение проницаемости при фильтрации пресных и слабоминерализованных вод связано с увеличением толщины слоя рыхло связанной воды у поверхности каналов фильтрации. При изменении газопроницаемости пород от 0,2 до 0,9 мкм² относительное снижение проницаемости для пресной воды по сравнению с минерализованной составляет в среднем 55%, изменяясь от 34 до 75%. Близкие цифры изменения проницаемости для пресной воды по отношению к пластовой (в среднем 46% при диапазоне изменения от 29 до 67%) получены в ходе экспериментов на песчаниках месторождений Башкирии, характеризующихся газопроницаемостью от 0,3 до 0,9 мкм².

Проведенные исследования свидетельствуют о снижении проницаемости кварцевых алевритистых песчаников, содержащих незначительное количество глинистого цемента, за счет изменения химического состава нагнетаемой воды, оказывающего влияние на толщину диффузного слоя связанной (рыхлосвязанной) воды на поверхности каналов фильтрации. По мере опреснения воды, фильтрующейся в пористой среде, толщина этого слоя увеличивается в соответствии с (1), что приводит к снижению проницаемости. С повышением минерализации нагнетаемой воды проницаемость породы вновь увеличивается. Контрольные измерения газопроницаемости, сделанные после проведения исследований, показали, что никаких структурных изменений в строении порового пространства пород не произошло, и их абсолютная проницаемость не изменилась. Точнее, отклонение составило в среднем 7,5% , что в пределах погрешности оценки проницаемости в лабораторных условиях.

, (1)

где h - изменение толщины слоя связанной воды;

- степень диссоциации электролита;

- число ионов, на которые распадается молекула электролита;

- вязкость жидкости;

r - радиус ионов;

К - постоянная Больцмана;

Т - абсолютная температура;

m - масса ионов;

С₁ и С₂ - мольные концентрации солей в пластовой и нагнетаемой воде.

Механизм процесса, вызывающего изменение водопроницаемости пористой среды, связан с катионным обменом на поверхности глинистых частиц, входящих в состав цемента породы. При этом возможны два вида взаимодействия раствора с минералами. В первом случае, когда фильтруются растворы, содержащие те же катионы, что и поглощенный глинистым веществом комплекс, катионный обмен практически отсутствует. Состав поглощенного минералами комплекса не меняется, и изменение толщины диффузного слоя определяется преимущественно различием концентраций солей в нагнетаемой и пластовой (связанной) воде.

Во втором случае изменение проницаемости будет определяться видом катионов, поступающих или вымывающихся из поглощенного комплекса и различием концентраций пластовой воды и нагнетаемой жидкости. Наибольшие изменения проницаемости наблюдаются в случае преобладания в поглощенном комплексе катионов натрия.

Примечание: в знаменателе указаны значения проницаемости во втором цикле нагнетания минерализованной и пресной воды.

В связи с этим для восстановления приемистости нагнетательных скважин, разрабатывающих залежи в терригенных коллекторах, для поддержания пластового давления целесообразно использовать воду, имеющую минерализацию и химический состав близкий к составу пластовой воды. Более того, для улучшения фильтрационных характеристик пластов для закачиваемых вод можно добавлять в них компоненты, содержащие хлоридные соли многовалентных металлов (например, AlCl₂, FeCl₃) или сульфатные (например, Na₂SO₄, K₂SO₄), или нитратные (например, NaNO₃, KNO₃) добавки, способствующие уменьшению толщины слоя рыхлосвязанной воды и повышению проницаемости пород.

3. Обработка воды поверхностно-активными веществами

Необходимых изменений поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела фаз в пористой среде можно добиться с помощью добавок к воде поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическому признаку все ПАВ разделяются на анионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества. Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относится к анионо-активным веществам. Соответственно катионо-активные вещества образуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алкиларильный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток.

Распространенным неионогенным ПАВ является ОП-10 на который лет пятнадцать - двадцать назад возлагались огромные надежды. Примером катионо-активного ПАВ является карбозолин О, который используется для гидрофобизации песчаников. К анионо-активным относятся: сульфонол НП-1, НП-3, сульфонаты и др.

В лабораторных условиях испытывалось влияние на нефтеотдачу различных химических добавок. В настоящее время уже почти всем стало ясно, что универсального средства для увеличения нефтеотдачи не существует. Один и тот же реагент в разных условиях ведет себя по-разному. В таблице приведены результаты лабораторных исследований различных реагентов, используемых для повышения нефтеотдачи пластов в условиях месторождений Урало-Поволжья. Эти исследования проводили в ПермНИПИнефть, БашНИПИнефть, УдмуртНИПИнефть, Гипровосток.

Из таблицы видно, что любая технология может оказаться вообще неэффективной в тех или иных условиях, в то же время другая может дать положительный эффект. Ярким примером являются анионо-активные ПАВ, которые в терригенных коллекторах практически неэффективны, тогда как в карбонатах дают весьма ощутимые приросты коэффициента нефтевытеснения.

Поверхностно-активные вещества в различной степени адсорбируются поверхностью пород. Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в поверхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентрацией растворенного вещества и концентрацией С устанавливается уравнением Гиббса

,

где R - универсальная газовая постоянная

Т - абсолютная температура.

Величину , характеризующую способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора, принято называть поверхностной активностью

Величину поверхностной активности можно определить по изотерме адсорбции Г=f(C) и зависимости поверхностного натяжения от концентрации растворенного вещества =f(C).

Вначале поверхностное натяжение быстро падает, а по мере заполнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами изменение с увеличением концентрации ПАВ уменьшается и когда адсорбция достигает постоянного значения, соответствующего полному насыщению слоя молекулами ПАВ, прекращается. Поэтому поверхностную активность ПАВ оценивают величиной

т.е. начальным значением G₀ при концентрации ПАВ, стремящейся к нулю. В системе СИ единицами измерения поверхностной активности являются Нм²/кмоль.