Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пласта. Фундаментальные исследования


Вытеснение нефти углекислым газом.

Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПа·с, так как при

более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО 2 с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым га­зом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.

Пластовое давление должно быть более 8-9 мПа для обеспе­чения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью , которая повышается с увеличением давления.

Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффектив­ность из-за проявления гравитационного разделения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.

2. Нагнетание водогазовых смесей .

Вязкость нефти более 25 мПа·с неблагоприятна для примене­ния метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустой­чивое вытеснение нефти и образование байпасов.

Большая толщина пласта способствует гравитационному раз­делению газа и воды и снижению эффективности вследствие умень­шения охвата вытеснением.

3. Полимерное заводнение .

Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению моле­кул полимера и снижению эффективности.

При проницаемости пласта менее 0,1 мкм 2 процесс полимер­ного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул рас­твора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.

В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект за­гущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в этом ограничении.

4. Нагнетание водорастворимых ПАВ.

Недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причи­нам, что и для полимера.

Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.


  1. Вытеснение нефти мицеллярными растворами.
Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограни­чения по температуре, проницаемости пласта и солености.

Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вслед­ствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превра­щаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.

Вязкость нефти допускается не более 15 мПа·с, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-лярного раствора за счет дорогостоящего компонента (спирта).

Продуктивные пласты могут быть представлены только песчани­ками, так как в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы.

6. Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ­ное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм 2 этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста­точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

7. Вытеснение нефти паром.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со­ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод­ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм 2 , а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.


  1. Вытеснение нефти раствором щелочи.
Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г.

Применение щелочных растворов не ограничивается температу­рой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химиче­ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера­турах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по­роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру­гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэф­фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потен­циальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев , понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы­ваться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при­менения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо­дим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме­нение, комбинирование известных разработанных методов воздей­ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой­ствами.
Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов

Во всех случаях промышленного испытания и внедрения мето­дов увеличения нефтеотдачи пластов возникает необходимость оценки их эффективности по промысловым данным. На стадии опытных работ это необходимо для того, чтобы принять решение о целесообразности промышленного применения метода, а на ста­дии промышленного внедрения, чтобы определить эффективность от затраченных средств. При этом, естественно, требуется объектив­ная, достоверная оценка эффективности метода, чтобы не завысить и не занизить его потенциальных возможностей. При оценке эф­фективности методов необходимо различать следующие понятия эффективности.


  1. Идеальная (И)-истинная, потенциальная (теоретическая) эффективность метода, которую можно было бы достигнуть при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении процесса, с использованием всех его энергетических и физических
    возможностей.

  2. Возможная (В)-проектная эффективность метода при правильном отражении и использовании всех особенностей его механизма и оптимальной технологии процесса для подходящего месторождения.

  1. Достигаемая (Д)-фактическая эффективность метода, реализуемая в пласте при практических условиях осуществления процесса, с неизбежными отклонениями от проектной технологии, с несоответствиями качества материально-технических средств и др.

  2. Оцениваемая (О) - измеренная или определенная тем или иным способом по промысловым данным эффективность метода, зависящая от точности способа, достоверности исходных данных и объективности определения.
Обычно идеальная или потенциально возможная эффективность метода увеличения нефтеотдачи пластов (И) достигается в лабо­раторных условиях при высокой степени изученности процесса. На практике такая эффективность недостижима. Например, при смешивающемся вытеснении нефти газом или мицеллярными рас­творами достигается извлечение 95-98 % нефти из относительно однородных пористых сред. В реальных условиях на такое извле­чение нефти рассчитывать не приходится из-за более сложного строения пластов и отличия промышленного процесса от лабора­торного. Однако долгое время коэффициент вытеснения нефти водой в лабораториях из моделей пласта называли нефтеотдачей пласта. А некоторые специалисты до сих пор эффективность, полу­ченную в лаборатории, переносят на практические условия, ото­ждествляя ее с конечной нефтеотдачей пласта , предельно достижи­мой в реальных условиях (В).

Возможная или проектная эффективность метода определяется при проектировании и зависит от адекватности расчетных моделей процессу и достоверности исходных данных. Даже в лучшем слу­чае в проектах происходит завышение эффективности процесса, так как реальные условия разработки пластов зависят от многих неустойчивых факторов и всегда сложнее схематизированных упрощенных расчетных моделей фильтрации жидкостей и вытесне­ния нефти активными агентами. Фактически достигаемая эффек­тивность метода увеличения нефтеотдачи пласта (Д)-конкретная, однозначная величина, как правило, ниже проектной эффективности в силу неизбежных отклонений от заданной (оптимальной) техно­логии при реализации процесса, изменении характеристики свойств рабочего агента, условий его нагнетания, эксплуатации сква­жин и др.

И наконец, оцениваемая эффективность метода (О) по про­мысловым данным при точном измерении и определении должна быть ниже фактически достигаемой, так как весь объем пласта, подвергнутый воздействию рабочего агента, невозможно измерить, а косвенные определения эффекта через продукцию и исследова­ния скважин искажены запаздыванием его проявления.

Поэтому указанные понятия эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов связаны соотношением

И > В > Д О

Это всегда необходимо помнить при решении вопроса о приме­нении метода.

Однако практически оценки и определения эффективности ме­тодов увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным неоднозначны и могут быть как заниженными, так и завышен­ными, по сравнению с достигаемой эффективностью, из-за следую­щих одновременно действующих причин:

недостаточность, непредставительность промысловой информа­ции или отсутствие необходимых данных;

погрешность, искаженность информации (ошибки в размерах участков);

наложение на результаты побочных эффектов от других прово­димых мероприятий (циклическое воздействие, обработка сква­жин, загрязнение призабойных зон, форсирование отбора и др.);

несоответствие используемого способа оценки эффекта особен­ностям метода;

неопытность или необъективность технологов, определяющих эффект.

Вследствие этих причин иногда возникают большие противоре­чия в оценке эффективности и даже возможностей методов, осо­бенно малопотенциальных. Например, оценки эффективности за­воднения с поверхностно-активными веществами типа ОП-10, про­веденные различными специалистами для одних и тех же условий, отличаются в 3-4 раза (от 2-4 до 10-12 % увеличения конечной нефтеотдачи пластов). Чтобы достигнуть достоверной оценки эф­фективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, при прове­дении промышленных опытов необходимо стремиться к устранению всех указанных осложняющих причин.

Для этого требуется следующее. Из каждой скважины извлекать максимум данных о свойствах пластов, жидкостей, условиях вытеснения нефти и притока нефти , т. е. обеспечивать полный вынос керна, отбирать пробы нефти, газа и воды на анализ, проводить геофизические и гидродинами­ческие исследования, точные замеры дебитов нефти, расходов и добычи воды, газовых факторов, температуры и др.

Размеры опытных участков и размещение скважин должны быть такими, чтобы исключить ошибку в проведении границы зоны, подвергнутой воздействию рабочего агента. Измерения всех вели­чин и параметров должны быть максимально точными.

Во время проведения нового процесса воздействия на пласты надо обеспечить чистоту призабойных зон скважин (не загряз­нять), сохранять неизменными условия эксплуатации скважин не только в пределах опытных участков, но и смежных зон. Если же изменения условий разработки залежи (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, обработки призабойных зон скважин, повышение депрессий на пласт и др.) неизбежны, то требуется разделение эффектов от нового метода и от других мероприятий. Загрязнение призабойных зон может исказить реаль­ную эффективность метода.

Эффективность разных методов увеличения нефтеотдачи пла­стов, применяемых в различных геолого-физических условиях, тре­буется определять различными способами в зависимости от харак­тера проявления эффекта и наиболее представительных показа­телей.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов должны определять специалисты, понимающие механизм процессов, физико-химические и гидродинамические процессы, а также гео­логическое строение нефтяного пласта.

Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки

Объективная экстраполяция показателей добычи нефти и дру­гих показателей разработки залежи, участка - основной и наи­более точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам опытно-промышленных работ или про­мышленного внедрения метода повышения нефтеотдачи пластов. Существуют различные способы графоаналитического или стати­стического анализа эффективности методов увеличения нефтеот­дачи пластов, основанные на отыскивании эмпирической зависи­мости изменения показателей разработки базового варианта в период до начала применения метода и экстраполяции ее на будущий период его применения.


  1. Зависимость нефтеотдачи η от накопленного отбора жидкости, отнесенного к балансовым запасам τ : η = f (τ).

  2. Зависимость накопленной добычи нефти Q н Q в или жидкости Q ж : Q н = f (lg Q в ) или Q н = f (lgQ ж ).

  1. Зависимость логарифма суммарного водонефтяного отношения w от логарифма накопленного отбора воды Q в : lg w = f (lg Q в ).

  2. Зависимость логарифма текущего водонефтяного отношения w от накопленной добычи нефти Q н : lgw = f (Q н ).

  3. Зависимость логарифма доли нефти добываемой продук­ции n н от логарифма накопленного отбора жидкости Q ж : lg n н = f (lgQ ж ).
Если базовым вариантом разработки являлось заводнение, то отыскиваются такие способы выражения накопленной добычи нефти, которые приближались бы к прямолинейной зависимости ее от другого промыслового показателя (характеристики вытесне­ния). Если базовыми являлись режимы истощения, то удобнее анализировать изменение текущих показателей - отборов нефти, или дебитов нефти на одну добывающую скважину.



Рис. 4. Зависимость накопленной до­бычи нефти и нефтеотдачи пласта η от безразмерного времени τ без применения (1) и с применением (2) методов

увели­чения нефтеотдачи.

∆Q , ∆η - соответственно прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи за счет метода повышения нефтеотдачи пласта (МПНП); τ б , τ м -предельное безразмерное время для заводнения и применяемого МПНП соответ­ственно

Рис. 5. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) накопленной добычи нефти Q н от логарифма накопленной добычи воды (жидкости) lgQ в (lgQ ж).

∆Q н, ∆η - прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи

соответственно; ∆Q в - экономия воды (жидкости)

Рис. 6. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма

водонефтяного фактора lg w от логарифма накопленной добычи воды lg Q в

Рис. 7. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма

водонефтяного фактора lg w от накоплен­ной добычи нефти Q н

В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций фактических показателей разработки объектов при заводнении. Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить прису­щие всем им следующие недостатки.


Рис. 8. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма доли нефти

в потоке lg n н от логарифма накопленной добычи жидкости lg Q ж

Рис. 9. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) изменения

Текущей добычи нефти q от времени t

q 0 - начальный дебит (добыча)


Применение способов прогнозирования основных технологиче­ских показателей разработки при заводнении возможно только при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не учитывают технологических изме­нений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин, изменение режима работы скважин и др.). Отсутствие универсальных способов, применимых для любых объектов, и в результате необходимость предварительной апроба­ции в конкретных условиях.

Период прогноза на будущее не может быть больше периода , предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это ограничивает их применение, точность прогноза становится очень низкой.

Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактиче­ских показателей разработки объекта с применением метода повы­шения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до приме­нения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 4).

Большой практический опыт использования различных графо­аналитических способов сравнения показателей разработки раз­личных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений при заводнении, оценки технологической эффективности различных технологических мероприятий, проводимых на месторождениях, позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов (рис. 5-9), к основным достоинствам которых относятся сле­дующие:

достаточно высокая надежность получаемых результатов;

простота использования и наглядность;

возможность интегрального учета геологических особенностей строения пласта;

возможность определения различных показателей эффективно­сти и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи воды, повышения темпа разработки и др.

Точность оценки технологической эффективности методов в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки объекта во время применения метода (такой же, как и до приме­нения), а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция.

Применение указанных способов оценки эффективности мето­дов в каждом конкретном случае требует предварительной их апробации для данного месторождения или района. На основании этой апробации дается оценка точности их применения по диспер­сии фактических и расчетных данных.

Если базовым вариантом разработки служит режим истощения, то экстраполируются фактические показатели текущей добычи нефти во времени (см. рис. 9). При этом добыча нефти до приме­нения метода может аппроксимироваться показательной, гипербо­лической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функ­ции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дис­персией фактических и расчетных данных.

Добыча нефти за счет применения метода определяется как разница фактических и расчетных показателей для базового ме­тода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой жидкости или время.

Применение метода на поздней стадии не исключает как допол­нительный способ оценки эффективности сравнение технологиче­ских показателей опытного и контрольного участков.

Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения

нефтеотдачи пластов с начала разработки
К наиболее трудным и неопределенным для оценки технологи­ческого эффекта относятся случаи , когда метод повышения нефте­отдачи пластов применяется с самого начала разработки, как, на­пример, применение ПАВ при разработке месторождений Западной Сибири, применение тепловых методов для разработки Каражанбасского, Усинского и других месторождений.

Сложность этого обусловлена отсутствием возможности срав­нить фактические данные разработки залежи при базовом варианте и данные на опытном участке применения метода. По­этому оценка технологического эффекта от применения метода базируется либо на расчетных показателях разработки опытного участка, либо на фактических результатах разработки другого участка, так называемого контрольного.

В первом случае возможны погрешности, связанные с неточ­ностью исходной информации или методики расчетов. Во втором случае трудность заключается в выборе контрольного участка, который должен быть идентичен опытному как по геолого-физи­ческим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показа­телям не удается практически никогда. В результате возможна неоднозначность в определении технологического эффекта. А по­скольку этот показатель имеет не только теоретическое, но и прак­тическое значение, у одних специалистов возникает заинтересо­ванность в эффекте, а у других - недоверие к результатам его определения. Это особенно проявляется при испытании методов, характеризующихся незначительным приростом нефтеотдачи пла­стов (таких, как заводнение с ПАВ, серной кислотой) и длитель­ным периодом до начала ощутимого реагирования добывающих скважин на воздействие, особенно в начальный период применения методов.

Для выхода из этого положения есть два пути. Один состоит в том, что неопределенность оценок эффекта можно преодолеть ста­тистически, т. е. большим числом опытных работ и соответствующей их обработкой методами многофакторного анализа. Для этого необходимо тщательно анализировать все результаты опытных ра­бот, сопоставлять лабораторные и промысловые результаты, обоб­щать опыт применения метода на многих участках, накапливать данные для статистической обработки. С течением времени по­явится уверенность в точности определения технологического эф­фекта тех или иных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Это верный, но долгий путь.

Другим путем, наиболее достоверным, на наш взгляд, является сопоставление фактических результатов разработки малого по раз­меру опытного участка при строго выдержанной технологии с по­казателями разработки того же участка, полученными на основе адекватной математической модели. После полной адаптации математической модели к фактическим данным опытного участка эффект от применения метода может определяться сравнитель­ным расчетом с базовым вариантом.

При этом сравниваются кри­вые Σ Q н . б= f (τ) и Σ Q н . м = f (τ) или η б = f (τ) и η м = f (τ ) . При необходимости вводятся коррективы на различие темпов разра­ботки или поправки на несоответствие проектных и фактических показателей.

Применение тепловых методов для разработки высоко­вязких нефтей обычно приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и текущих дебитов нефти по сравнению с разработ­кой на истощение. В этом случае при определении технологиче­ского эффекта рекомендуется использовать метод так называемых «долевых коэффициентов», представляющих собой отношение при­роста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Добыча нефти за счет применения метода определяется умножением полной добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. Примени­мость метода «долевых коэффициентов» для тепловых методов подтверждена на Кенкиякском и Хоросанском месторождениях.

В тех случаях, когда без применения методов увеличения нефтеотдачи пластов разрабатывать залежи экономически нецеле­сообразно, всю нефть следует считать добытой за счет применения методов. Примером могут служить разработка Ярегского место­рождения нефти очень высокой вязкости, а , на которых без тепловых методов воздействия добыча нефти приктически невозможна.

В случаях незначительных приростов нефтеотдачи пластов в начальный период рекомендуется определять добычу нефти за счет применения метода умножением объема (массы) закачанного реагента на установленную расчетом или опытом удельную добычу нефти, т. е. добычу на единицу объема (массы) израсходованного реагента. Такой метод применяется при оценке эффекта от нагне­тания серной кислоты на Ромашкинском месторождении.

Если метод применяется на месторождении, данные разработки которого хорошо вписываются в имеющиеся корреляционные за­висимости от геолого-физических свойств пласта, то показатели базового варианта в отдельных случаях можно определять по ним.

Двуокись углерода СО2 (углекислый газ) хорошо смешивается с нефтью. Источниками СО2 являются природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами, отходы химических производств, дымовые газы энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода при атмосферном давлении 105 Па и температуре 273,2К находится в газообразном состоянии, имея вязкость и плотность кг/м3. Критическое давление СО2 равна 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К. Это довольно низкая температура для обычных условий нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500 - 2000 м с температурой 310 - 350 К при давлении около 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в за критическом состоянии. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры понижается (рисунок 13.1).

Рисунок 13.1 Кривые зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при температурах: 1 - при Т=303,2 К; 2 - при Т=333,2 К

При смешивании СО2 с углеводородной частью нефти смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов и могут выпасть в осадок. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.

В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется слабо, однако способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении 10 МПа и температуре 300--310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250--300 м3 СО2 (замеренного при стандартных условиях). По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Двуокись углерода растворяется в воде примерно в 10 раз меньшем количестве чем в нефти.


Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр.

Рисунок 13.2 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой: 1 - вода; 2 - тяжелый остаток; 3 - область смешения СО2 и воды; 4 - распределение концентрации СО2 в воде; 5 - оторочка СО2; 6 - распределение концентрации СО2 в нефти (без тяжелого остатка); 7 - область смешения СО2 и нефти; 8 - нефть; 9 - связанная вода

Рассмотрим наиболее эффективную модель вытеснения нефти из пласта, в которой двуокись углерода нагнетают в пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой (рисунок 13.2). В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения СО2 с нефтью длиной. Однако в оторочку СО2 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Размер области смешения нефти и СО2 описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии:

и расчет ее длины Л1=2л1 производят по известной формуле:

Важнейшей целью расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, является определение необходимого размера оторочки. При этом нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов - растворение в нефти. Второй фактор заключается в растворении СО2 в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СО2. Вязкость двуокиси углерода, меньше вязкости воды. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой СО2 в более вязкую нефть в области смешения СО2 и нефти, на контакте вода и СО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО2 будет меньше. Поэтому примем, что на контакте воды с СО2 происходит односторонняя конвективная диффузия направленная против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе х = хв (рисунок 13.2) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения х = хв - л2 удельная концентрация СО2 в воде с2 = 0.

При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем подвижную координату

a для расчета области смешения воды и СО2 используем подвижную координату. Здесь есть скорость движения координаты х*, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, a есть скорость движения координаты х = хв.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с2 будем искать в виде:

где -- концентрация двуокиси углерода в воде на границе ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид:

Подставляя последние выражения производных в уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду, и, интегрируя левую и правую части этого уравнения от л2 до 0 по о2, получим:

Суммарный объем Vyв двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится выражением:

где s -- водонасыщенность в обводненной области пласта.

Пример 13.1. Прямолинейный пласт длиной l = 500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0 = 15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом з2 = 0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти мН = 4 10-3 Па с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях му = 0,05 10-3 Па с, насыщенность связанной водой sCB = 0,05. Нефть содержит 20 % по объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщениость (насыщенность смолами и асфальтенами)

sH = 0,l и, следовательно, водонасыщенность s = 0,9.

Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, составляет q=400 м3/сут, Kм=2.45 105 м/(Па с).

Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Скорость фильтрации в пласте равна:

Истинная скорость движения в области смешивания нефти и СО2:

Отсюда находим время t*, подхода сечения с концентрацией с=0,5 к концу пласта:

Определим значение параметра:

и коэффициента конвективной диффузии:

По при малых л по сравнению с в, в соответствии с формулой:

При уточнении по полной формуле получим м.

Определяем среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью:

Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода равен:

VОП = bhml = 0,25 250 12 500 = 375 103 м3.

Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении о2 = 0 в воде будет растворяться 5 % СО2. Следовательно, б2 = 0,05. Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t*, определим по формуле:

VУB =1,0607 0,25 250 12 0,9 0,05 (7,271 10-7 6,886 107)1/2=253,3 м3.

VУ = 42 390 + 253,3 = 42,65 103 м3.

По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4%.

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1)напором краевых вод;

2)напором газа, сжатого в газовой шапке;

3)энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

4) упругостью сжатых пород;

5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

(6.1)

где - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;

R - радиус сферической поверхности столбика нефти;

г - радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

(6.2)л

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

В таких случаях может наблюдался непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.

Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде.

Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax,

соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sn. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100 %.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1)капиллярно удержанная нефть;

2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на, границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.

За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

Спрос на черное золото остается прежним, а легкодоступных запасов все меньше. Поэтому современная не фтедо быча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой

Коэффициент успеха

Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН - коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения. Сначала - проектный, основанный на данных геологоразведки о возможных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономическую обоснованность разработки.

В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.

Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) - около 35%. Это среднемировые значения. В России коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что обусловлено поздней стадией разработки на большинстве месторождений компании.

Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пласте остается большое количество неизвлеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на 7–15% и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.

Агенты вытеснения

Методы увеличения нефтеотдачи делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды - это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.

Вытеснение нефти из пласта


Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть - вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов - это их дороговизна. Поэтому в качестве альтернативы нередко применяют щелочные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, образуют поверхностно-активные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов кальция - при реакции с щелочью они образуют хлопьеобразный осадок.

Другой результативный агент - это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полимеры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязкости нефти. В результате фронт вытеснения выравнивается - вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загустителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01–0,05% придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию комплексного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез).

Если полимеры загущают воду, то различные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители - сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя - углекислота (двуокись углерода СО2), которая также отлично растворяется в нефти.

Заводнение серной кислотой относится к комплексным методам увеличения нефтеотдачи. Серная кислота растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же время при взаимодействии серной кислоты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностно-активные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачиваемых в пласт с поверхности.

В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использованием различных химреагентов - мероприятие не из дешевых. Помимо финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факторы, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воздействие на пласт.

Теплый прием

Первые опыты по термическому воздействию на пласт были начаты еще в 30-х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испытаний, позволяющий сделать применение этих методов более осмысленным и продуктивным.

Самый простой способ - это нагнетание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытесняться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80-90°C, можно получить обратную реакцию: вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.

Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффективным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких нефтяных фракций испаряется и фильтруется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель.

Термические методы извлечения нефти


Еще один вариант термического воздействия - внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике нефти как горючего. У забоя нагнетательной (зажигательной) скважины нефть поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В результате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сторону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процесса необходимо, чтобы нефть распределялась в пласте достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладающей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков.

Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термические МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных свойств коллектора может стать критическим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пласта бывает просто необходим.

Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение

Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80-х годах прошлого века. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на 15–20%. Сама технология получила название ASP-заводнение - от английского alkali-surfactant-polymer - щелочь-ПАВ-полимер. К широкомасштабному использованию ASP-заводнения западные компании вернулись только в начале 2000-х.

В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономические показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективного применения.

На разрыв

Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины прошлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улучшать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспаривают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существовал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрезвычайно низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторождений в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использованию гидроразрыва.

Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под большим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводородные жидкости («мертвая» нефть, солярка), смеси с добавлением азота, двуокиси углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позднее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики.

Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.

В настоящее время многостадийный гидроразрыв пласта, пожалуй, единственный проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные притоки при применении обычных методов разработки, - им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока экспериментальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).

Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»

Первая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии.

До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести больше 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты «Газпромнефть-Хантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), которая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухающий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать оборудование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь технико-экономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели 11-стадийный гидроразрыв пласта.

Многостадийный гидроразрыв пласта


Призабойная чистка

Увеличению нефтеотдачи способствует не только масштабное воздействие на продуктивный пласт, но и работа с призабойной зоной - той частью пласта, через которую нефть поступает в эксплуатационную скважину. В процессе добычи нефти на забое и в призабойной зоне скважин оседают парафины и смолы, в перфорационных каналах накапливаются песчаные пробки. Способы, которые позволяют увеличить проницаемость призабойной зоны и очистить ее от мусора, называют методами интенсификации притока.

Кстати, гидроразрыв пласта изначально относили именно к таким методам и проводили его на забое наклонно-направленных скважин для повышения проницаемости пласта вблизи забоя. Другой способ механически расширить поровые каналы в породе вблизи забоя и создать микротрещины - виброобработка забоя. В этом случае к насосно-компрессорной трубе присоединяется вибратор, который создает колебания разной частоты и амплитуды прокачиваемой через него жидкости. Эти волны промывают призабойное пространство.

Повысить интенсивность притока можно также за счет обработки призабойной зоны кислотой либо термическим воздействием. Нередко эти два способа совмещают, воздействуя на пласт горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты.

- 786.00 Кб

ВВЕДЕНИЕ

Увеличение нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежей. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т.д.

За многолетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях.

Увеличения нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора.

Как известно, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или же в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения еще более повышаемся при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства.

Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.

Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.

Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов.

В одной из глав этой работы будет рассмотрено явления обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде высокого давления. Это свойство газов используется для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщениости путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Газ из эксплуатационных скважин затем вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных па новых физических принципах.

В качестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного пласта к нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

1. ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

В этой главе будут рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явления обратного или ретроградного их испарения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов, при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компоненты, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически это трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70 - 100 МПа ) и огромные объемы газа (до 3000 м 3 в нормальных условиях для растворения 1 м 3 нефти). Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.

Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать за счет процесса испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается той же.

Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем.

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытеснения нефти газом, пользуются диаграммами (рис. 1.1) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонентов - любая точка в пределах диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С 1 углеводородов от этана С 2 до гексана С 6 и гептана С 7 . Вершины треугольников соответствуют 100%- ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний - к газовой. Они соединяются в точке 8 , которая характеризует состав смеси с критическими давлением и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчивается в точках на кривой состава насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые находятся в равновесном состоянии при данных температуре и давлении, для которых составлена диаграмма.

Смеси, соответствующие точкам выше и справа от кривой насыщенного пара, представляют газ (область 5 ), и смеси, соответствующие точкам ниже и слева кривой насыщенной газом жидкости, представляют собой нефть (область 6 ). Смеси в области правее и ниже кривой раздела фаз относятся к области критических смесей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. На участке этой области выше и справа от кривой раздела фаз (область 10 ) в смеси содержится меньшее количество тяжелых компонентов C 1+ . Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точками в газовой области. Другой участок критической области смесей расположен ниже и справа от двухфазной области (область 9 ). В смесях здесь содержится меньше метана С 1 и смешиваются они с углеводородами, представленными точками в нефтяной области.

Уже упоминалось, что в зависимости от пластовых условий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. Если в пласт нагнетают сухие газы (например, метан) при низком пластовом давлении, тогда будут выноситься сравнительно небольшие количества промежуточных компонентов (С 2 - С 6 ).

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С 2 - С 6 ). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. Диаграммы физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении позволяют проследить за детальными различиями между упомянутыми видами газового воздействия на пласт, например, за различиями между процессами перехода нефти в газоконденсатное состояние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу. В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникновением условий критического вытеснения. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 1.2). В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100 %.

Пусть жирный газ (точка 5 ) вытесняет в пласте нефть (точка 4 ). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1-1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С 2 - С 6 , и состав ее характеризуется точками 2 , 3 и т.д. Этот процесс будет проходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток станет однофазным и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.

Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рис. 1.3 приведена диаграмма тройной системы метан-н-бутан-декан при температуре 71°С и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникновение взаиморастворимой переходной зоны возможно в рассматриваемой системе только при давлениях выше 14 МПа . Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытеснение будет при пластовом давлении р пл =14,06 МПа и t=71°С , т.е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит 25% (точка Е 1 ). С увеличением пластового давления эти условия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до 7% (точка Е 2 ).

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов. Предложены приближенные способы определения условий их смешивания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили приближенный метод оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан+высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти. Их метод основан на предположении о параллельности касательной АВ на рис. 1.2 к граничной кривой в критической точке стороне треугольника C 1 - С 7+ . Тогда концентрация компонентов С 2 - С 6 в системе, находящейся в критическом состоянии, и в нагнетаемом газе А , в котором содержится минимальное количество компонентов С 2 - С 6 , необходимое для воспроизведения критического вытеснения нефти, будут равны. Это означает, что если установить состав условно тройной системы, для которой давление вытеснения и пластовая температура критические, то при этом определяется и состав газа (т.е. минимальное содержание в нем промежуточных). Трудность выбора минимально необходимой концентрации гомологов метана в нагнетаемом газе, таким образом, заключается в том, что касательная АВ , как правило, не параллельна стороне C 1 - С 7+ и, кроме того, для определения критических параметров таких сложных смесей, как нефть - газ, пока нет достаточно надежных методов. В этой области необходимы дальнейшие изыскания.

Важной проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный советскими инженерами способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа . Для снижения давлений вытеснения смешивающимися агентами освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов-растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе.

Описание работы

Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.
Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.