8.4.2. Уплотнение сеток скважин

По своей гидродинамической сути уплотнение сеток скважин (уменьшение расстояния между добывающими скважинами) приводит к перераспределению потоков в объеме пласта. Опыт разработки и результа­ты анализа по выработке запасов обнаруживают наличие целиков нефти (или плохо промытых объемов) между скважинами, обводненность кото­рых приближается к предельной. Пробуренные скважины уплотняющего фонда между скважинами первоначальных сеток дают притоки или без­водной нефти, или нефти с малым процентом содержания воды в продукции скважин. Необходимость уплотнения сеток скважин обосновывается анализом разработки месторождений по уже внедренным вариантам. При этом уплотнение может быть:

1) вторичным (на уже разбуренных участках по первоначальным сеткам);

2) первичным (на новых неразбуренных участках, но по которым обоснована необходимость бурения более плотных сеток скважин).

В том и другом случае принятые решения по регулированию процес­са разработки нефтяного месторождения (эксплуатационного объекта) приводят к увеличению коэффициентов охвата пласта воздействием и за­воднением, что в конечном итоге увеличивает КНО.

Практически все месторождения нефти в Западной Сибири подверг­лись трансформированию систем разработки, в частности в направлении пересмотра первоначально запроектированных сеток скважин. На одно­родные пласты проектировались редкие сетки скважин (700x800 м на пласт БВ₈ Самотлорского месторождения –56 га/скв; 750x750 м на верх­ние пласты Усть-Балыкского месторождения – > 56 га/скв). По мере раз­буривания (освоения) месторождений обнаруживались большая неодно­родность пластов и неполный охват пластов воздействием. Потребовалось между скважинами первичных сеток бурить скважины вторичного уплот­нения. Для разбуривания менее продуктивных водонефтяных зон, где эф­фективная нефтенасыщенная толщина пластов снижалась до 4–5 м_э посчи­тали целесообразным уплотнять сетки до 24 и даже до 16 га/скв.

Для наглядности на рис. 8.1 приведены результаты СибНИИ НП - за­висимости КНО от плотности сеток скважин для рядных и площадных систем разработки в условиях прерывистых пластов (коэффициент преры­вистости α_о=0,4). Как следует из приведенных кривых, уплотнение сетки в 2 раза (от 32 до 16 га\скв) в условиях рядного разбуривания увеличивает КНО примерно на 8%, для площадных систем заводнения прирост в неф-тетотдаче достигает 5 - 6%.

Рис. 8.1. Зависимость КНО от плотности сеток скважин в усло­виях прерывистых пластов по (данным СибНИИ НП):

1 – 5^ти рядная; 2 –3^х рядная; 3 – однорядная; 4 – 5^ти точечная

Как следует из приведенных зависимостей, переход с пятирядной системы размещения скважин на площадные системы заводнения увели­чивают КНО примерно на 8%.

8.4.3. Форсированные отборы жидкости (ФОЖ)

Метод форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин начали применять впервые в СССР в начале 30-х годов на нефтя­ных промыслах Азербайджана. Со средины 30-х годов он начал внедряться в Новогрозненском районе объединения Грознефть. Первое обобщение итогов ФОЖ было сделано В.Н. Щелкачевым в 1946 г.

Метод ФОЖ рассматривался и как метод интенсификации добычи нефти, и как метод увеличения нефтеотдачи обводненных залежей. С та­ким методологическим подходом он начал широко внедряться с конца 50-х годов на месторождениях Башкирии.

Гидродинамические предпосылки метода заключаются в создании повышенных депрессий на пласт (в увеличении дебитов) по фонду сква­жин с обводненностью более 50%, что способствует дововлечению в раз­работку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различия в строении коллекторов, условий насыщения и даже вязкостных соотноше­ний по нефти и воде. То есть это метод увеличения охвата пласта воздей­ствием (выработкой).

Оценку эффективности метода ФОЖ из этих соображений можно было сделать, используя данные по отдельным участкам, блокам, залежам, так как результаты по отдельным скважинам привели бы к искажению ре­зультатов из-за недоучета эффектов интерференции скважин. Потребова­лась статистическая обработка промысловых данных [16]. Анализ прове­ден по Шкаповскому, Туймазинскому месторождениям (девонские зале­жи). Для диапазона обводненностей скважин 50-90% и более анализ пока­зал, что увеличение отборов жидкости приводило к уменьшению темпа падения добычи нефти, а иногда и к приросту добычи. Конечные результа­ты по КНО, к сожалению, не оценены (эксплуатация залежей продолжает­ся).

На рис. 8.2 приведена оценка эффекта форсирования по ряду участ­ков Туймазинского месторождения.

Рис. 8.2. Зависимость темпов снижения добычи нефти от сте­пени форсирования отборов жидкости (участки Туймазинского месторождения)

На рис. 8.2 дано отношение средних дебитов по нефти до форсирования и последующего и величина форсирования - отношение средних дебитов жидкости . По месторождениям, Западной Сибири мероприятия по ФОЖ используются, но, к сожалению, систематизация их не проведена.

8.5. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи

8.5.1. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ

Добавки ПАВ в закачиваемых водах изменяют поверхностные и смачивающие свойства жидкостей на контактах в пористых средах.

Молекулы ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце молекул и гидро­фильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическо­му признаку все ПАВ делятся на анионактивные, катионактивные и неио-ногенные.

Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в со­став аниона, образующегося в водном растворе, соединение относят к аки-он-активному веществу. Соответственно катионобменные вещества обра­зуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводо­родных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизи-рующиеся гидрофильные группы.

Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют ассиметричную структуру, состоя­щую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в во­де частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или ал-киларильный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток. Распространен­ным неионогенным ПАВ является ОП-10. Примером катионактивного ПАВ может являться карбозолин О, который используется для гидрофобизации песчаников.

Установлено, что ионогенные ПАВ адсорбируются на поверхностях минералов больше, чем неионогенные.

Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в по­верхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентраци­ей растворенного вещества и концентрацией С выражается уравнением Гиббса:

(8.6)

где R - универсальная газовая постоянная; Т - абсолютная температура.

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

(8.7)

Поверхностную активность G можно определить по изотерме ад­сорбции Г=f(C) и зависимости поверхностного натяжения от концентра­ции растворенного вещества σ = f (С), имеющих вид графиков, приведенных на рис. 8.3.

Как следует из рис. 8.3, значение G изменяется с концентрацией ПАВ в растворе. Вначале поверхностное натяжение падает быстро, а по мере за­полнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами интенсив­ность изменения а падает и практически прекращается после полного на­сыщения молекулами ПАВ. Поэтому поверхностную активность ПАВ оце­нивают величиной

(8.8)

Единицами измерения поверхностной активности являются 1Нм²/кмоль и 1 мН-м²/кмоль.

Рис. 8.3. Изотермы поверхностного на­тяжения водных растворов неиноген-ных ПАВ на границе с нефтью: 1 -ОП-10; 2 - ОП - 20; 3 - ОЛ - 45;

4 - ОП - 7; 5 – КАУФЭ

Для обработки нагнетаемых вод лучшими являются ПАВ, имеющие при низких концентрациях высокие значения G₀: на границе нефть-вода о = 0,01 - 0,1 мДж/м², т.е. приведенные на рис. 8.3 ПАВ для этих целей не­пригодны.

Применение ПАВ в промышленных масштабах обнаружило значи­тельную адсорбцию их и незначительный прирост в нефтеотдаче (до 3%).

8.5.2. Применение углекислого газа

В 1932 г. впервые было опубликовано сообщение о применении уг­лекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов и повышения темпов добычи нефти. В 1941 г. СИ. Пирсон предложил нагнетать углекислый газ под большим давлением в истощенные нефтяные залежи или в пласты, приближающиеся к стадии истощения. Смысл этого предложения состоял в том, чтобы при закачке углекислого газа под высоким давлением экстра­гировать и испарять часть оставшейся в пласте нефти и таким образом со­вместно с углекислым газом извлекать газообразные углеводороды. СИ. Пирсон, базируясь на данных теоретических исследований, но не распола­гая экспериментальными данными, утверждал, что с помощью этого мето­да можно извлечь практически весь запас нефти из залежи.

В 1947 г. М.А. Гейманом для повышения нефтеотдачи было предло­жено нагнетать в пласт смесь углекислоты и азота. В 1951 г. Дж.В. Мартин опубликовал результаты экспериментальных исследований, в 1952 г. Л.П. Вартон и др. получили патент на промышленное применение углекислого газа для вытеснения нефти. В том же году, В.Р. Джонсон опубликовал ре­зультаты лабораторных экспериментов, связанных непосредственно с раз­работкой процесса вытеснения нефти углекислым газом.

Такова предыстория технологии использования С0₂ в нефтедобыче. К настоящему времени сложились три направления использования С0₂ для этой цели:

1) непрерывное вытеснение нефти углекислым газом;

2) вытеснение нефти карбонизированной водой (полностью или час­тично насыщенной углекислым газом); при нагнетании воды С0₂ из водной фазы за счет лучшей растворимости в нефти переходит в нее, благо­приятно изменяя свойства углеводородной фазы;

3) вытеснение нефти оторочкой С0₂; при этом оторочка вытесняется чистой или карбонизированной водой; углекислого газа при данной техно­логии требуется гораздо меньше, чем в первом варианте.

Эффективность каждой технологии обосновывалась главным образом результатами лабораторных экспериментов. П.Д. Торрей в 1956 г. и Дж.В. Мартин в 1959 г. предложили для вытеснения нефти применять смесь С0₂ и углеводородных газов. Основная идея их предложения со­стояла в том, что растворимость СО₂ в углеводородах гораздо выше, чем в воде. В 1963 г. Менсай и Нильсон опубликовали результаты лабораторных и теоретических исследований, проведенных в связи с процессом испаре­ния нефти. Главная цель экспериментов - обоснование способа нагнетания СО₂ в нефтяные пласты на практике.

Кларк и др. в 1964 г. установили, что даже небольшие объемы нагне­таемого СО₂ значительно уменьшают вязкость тяжелых нефтей.

На основании лабораторных и теоретических исследований, прове­денных в США, СССР и Венгрии были запроектированы полупромышлен­ные и промышленные эксперименты.

Первый такой промысловый эксперимент был проведен в 1949 г. в США, в штате Нью-Йорк. Результаты его оказались положительными, по­сле чего в США осуществили промышленные эксперименты еще на десяти новых залежах.

Промышленные эксперименты, как правило, проводились на зале­жах, в которых до этого применялось заводнение, т.е. процесс вытеснения нефти углекислым газом применяли как третичный метод разработки.

Позже появился проект предприятия Сакрок для применения метода на месторождении Кели-Спайдер. Осуществление этого проекта началось в 1971 г. В том же году в Советском Союзе промысловый эксперимент по вытеснению нефти углекислым газом осуществлялся в восточной части Туймазинского месторождения по схеме рис. 8.4.

На основании анализа экспериментальных результатов были сдела­ны выводы:

Рис. 8.4 Схема вы­теснения нефти оторочкой СО₂

1. После вытеснения нефти оторочкой СО₂ применением метода за­воднения можно достичь значительно более высокой нефтеотдачи, чем при непрерывной закачке чистого СО₂ и карбонизированной воды. Созданием оторочки СО₂ достаточного объема можно извлечь на 25-35% больше неф­ти, чем при вытеснении карбонизированной водой. Для создания оторочки СО₂ требуется закачать вытесняющую жидкость в объеме примерно одно­го порового объема, тогда как в случае вытеснения карбонизированной во­ды для добычи меньшего количества нефти необходимо нагнетание вытес­няющего агента в количестве примерно 2-х поровых объемов.

2. До момента прорыва вытесняющей из лабораторных образцов большой длины извлекалась большая доля нефти, чем из образцов не­большой длины.

3. В процессе проведения экспериментов по вытеснению нефти ото­рочкой С0₂ на образцах большой длины удалось наблюдать, что между С0₂ и вытесняемой нефтью образуется переходная зона, состоящая из лег­ких углеводородов.

4. Для получения одинаковой нефтеотдачи при экспериментах с об­разцами большой длины потребность в С0₂ меньше, чем с образцами не­большой длины.

5. Нефтеотдача, достигнутая при вытеснении нефти углекислым га­зом при давлениях выше 63 ат, значительно превышает нефтеотдачу при обычном заводнении, с увеличением давления НО растет.

6. Нефтеотдача возрастает с увеличением начальной нефтенасыщен-ности.

7. Насыщенность модели свободным газом менее 20% от порового объема не влияет на нефтеотдачу.

8. После закачки вытесняющего агента в количестве нескольких но­ровых объемов остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти оторочкой СО₂ составляет 9-13%, а при вытеснении карбонизированной водой - 16-17%о. При вытеснении нефти оторочкой СО₂ нефтеотдача может быть на 50-100% больше, чем при обычном заводнении, если удельный расход СО₂ составляет не менее 46 м³ на 1 м³ нефти, что соответствует примерно 4% от порового объема. Самые благоприятные результаты были получены, когда количество СО₂ составляло 46-57 m^j на 1 м³ пластовой нефти, т.е. примерно 5% от порового объема.

9. Вытеснение нефти оторочкой СО₂ во всех случаях эффективно не­зависимо от вязкости нефти, Карбонизированная вода с увеличением вяз­кости нефти в большей степени повышает КНО.

10. При вытеснении нефти смесью газов, содержащих СО₂, НО сни­жается с уменьшением содержания СО₂. Целесообразно использовать сме­си с 50% СО₂. Для достижения одной и той же НО пропорционально уменьшению содержания СО₂ нужно увеличивать давления вытеснения.

8.6. Применение водных растворов коллекторов

Растворы полимеров при заводнении применяют для выравнивания подвижностей воды и нефти (К_в/µ_в и К_н/µ_н) за счет повышения вязкости воды, т.е. снижения безразмерной вязкости µ₀= µ_н/µ_в В условиях неодно­родных пластов это позволяет уменьшать подвижность воды в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение фронта вытеснения и ВНК.

В качестве загустителей – добавок к воде использовались полиакри-ломид (ПАА) и другие полимеры с массовой долей равной 0,05 0,7%. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со слож­ным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков и спиралей. В щелочной воде амидные группы полиакриломида подвергаются гидролизу, интенсивность которого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА.

Гидролдизованный ПАА в воде диссоциируется, отщепляя катионы. Образующиеся при этом отрицательные заряды вдоль молекул способст­вуют получению длинных растянутых макромолекул вещества. Эти растя­нутые цепочкообразные молекулы способствуют значительному повыше­нию вязкости воды при малой концентрации ПАА.

Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА (рис. 8.5). По реологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям, у которых (см. выше) зависимость между скоростью их течения и градиентом давления не линейна. По характеру течения растворы – полимеров проявляют себя как псевдопластики и как псевдодилатантные жидко­сти.

Рис.8.5. Зависимость вязкости раствора ПАЛ от концентрации полимера

1 – в дистиллированной воде;

2 – в пластовой воде (концентрация солей 1,4 г на 100 г воды)

В значительной степени вязкость растворов полиме­ров зависит от состава и кон­центрации солей: добавка со­лей NaCl, CaCl₂, MgCl₂, FeCl₃ значительно снижает их вяз­кость, причем с увеличением валентности катиона интен­сивность понижения вязкости возрастает. При концентра­ции полимера 0,5 1,0 % вяз­кость раствора мало зависит от его минерализации. Тако­вы аспекты физико-химии полимерных растворов.

Фильтрация растворов полимеров в пористой среде характеризуется также специфическими особенностями. Расход жидкости при стационар­ном перепаде давления устанавливается через длительное время (для этого необходимо прокачать через пористую среду несколько поровых объектов раствора полимера. При этом оказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшается более значительно, чем это можно было ожидать от увеличения его вязкости по сравнению с вязко­стью воды. Степень проявления этого свойства принято называть факто­ром сопоставления R:

(8.9)

По данным ВНИИ, R 100 и более при концентрации ПАА до 1%, Считается, что фактор сопротивления – следствие адсорбции полимеров пористой средой и механического улавливания ею крупных молекул полимеров. Адсорбция необратима, Именно эти закономерности привели к установлению факта значительного составления фронта с рабочей концентрацией полимера от фронта закачки воды, где полимер отсутствует. Внедрение технологии на Арланском месторождении (в 60-е г.) и на других месторождениях обнаружило этот факт и ожидаемый эффект по повышению нефтеотдачи не был достигнут, хотя по лабораторным данным прогнозировалось повышение нефтеотдачи на 15 20% [1].

Предлагался вариант использования оторочки запущенной полиме­ром воды: при µ₀ = 15 минимально необходимый объем ее должен соста­вить 5 6% от объема пор.

8.7. Щелочные и щелочно-силикатное заводнение

Применение щелочей для повышения нефтеотдачи пластов основано на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей. Эти соли являются ПАВ-ми, которые снижают межфазное поверхностной натяжение до 0,01 мН/м на границе нефть-воды, а также, адсорбируясь на поверхности коллекора, они изменяют его смачиваемость.

Межфазное поверхностное натяжение в неустановившемся состоянии намного меньше, чем при установившеся (от 0,01 до 3 5 мН/м).

Существует 2 варианта щелочного заводнения.

1. Метод, основанный на образовании эмульсии воды и нефти, что снижает подвижность раствора в тех зонах пласта, в которые поступала большая часть нагнетаемой воды, чем предупреждается преждевременный прорыв воды. Этот процесс может быть интенсифицирован попеременной закачкой щелочного агента и раствора, содержащего вещества, образующие нерастворимые в воде осадки при реакции со щелочным агентом. Это и есть силикатно-щелочное заводнение (силикат Na + CaCl₂).

2. Во втором варианте вытеснение щелочным раствором нефти, со­держащейся в пласте после заводнения.

При нагнетании раствора щелочи на поверхности с каплями и плен­ками остаточной нефти начинается процесс химического взаимодействия, что приводит к снижению поверхностного натяжения на границе жидко­стей. Продукции реакции (соли кислых компонентов нефти) частично ад­сорбируются на поверхности нефти, частично переходят в раствор. По ме­ре прохождения щелочного раствора содержание свободной щелочи в нем уменьшается, а концентрация продуктов реакции повышается. Соответст­венно уменьшается активность взаимодействия щелочного раствора с ос­таточной нефтью, повышается межфазное поверхностное натяжение и ме­нее интенсивно идет эмульгирование. Выделяется при этом 3 зоны:

– зона контакта свежего раствора щелочи с деактивированной неф­тью;

– область химического взаимодействия кислотных компонентов со щелочью;

– зона контакта активной нефти со щелочным раствором, не содер­жащим свободной щелочи.

Размер этих зон будет зависеть от нефтенасыщенности пласта, со­держания в нефти кислотных полигонентов, концентрации раствора щело­чи, размера оторочки щелочного раствора и от свойств адсорбированных пленок на границе раствор – нефть.

Исследователи прогнозировали увеличение нефтеотдачи на 3-И 5% по сравнению с обычным заводнением. Первый промышленный экспери­мент по щелочному заводнению в Западной Сибири был проведен в 70-е годы на Трехозерном месторождении. Результаты обобщения опыта по данным институтов Гипротюменнефтегаза и ВНИИ оказались весьма про­тиворечивыми (максимум прироста в нефтеотдаче оценивался в 6 7%).