6.8 Газовые методы повышения нефтеотдачи

Известно, что природа смачиваемости пористой среды может носить гидрофильный или гидрофобный характер. Избирательная смачиваемость при этом определяет направление действия капиллярных сил. Эти силы либо способствуют вытеснению нефти водой (из гидрофильных пород), либо противодействуют процессу (из гидрофобных сред). В обоих случаях в пластах формируются остаточные объемы нефти. Газовые методы МУН направлены на устранение влияния молекулярно-поверхностных сил, а технологии процессов при этом могут быть различными:

1. вытеснение нефти сухим газом высокого давления (более 21 МПа);

2. вытеснение нефти жирным или обогащенным попутным газом (при давлениях более 14 МПа);

3. вытеснение нефти оторочкой сжиженных газов (СУГ), проталкиваемой сухим газом (давления более 8 МПа);

4. комбинированные методы;

5. извлечение остаточной нефти путем рефляции газа с высоким давлением - (2832 МПа) - метод ГВД.

При осуществлении первых 4-х методов вытесняющая фаза (газ) смешивается с вы­тесняемой без границ раздела между ними; технологии 5-го метода предусматривают обратное испарение нефти в циркулирующем газе, при этом создается искусственная газоконденсатная система.

Рисунок 6.8 Схема изменения фазовой диаграммы при переходе от оторочки к сжатому газу

При применении 1-го метода условие смешиваемости фаз достигается воздействием СН₄, который продвигает оторочку из С₃Н₈. Динамику процесса можно объяснить на основе рассмотрения диаграмм на рисунке 6.8. Если фазовая диаграмма 1 отвечает составу вытесняющего газа, диаграмма 2 - составу оторочки, то в зоне сме­си будут соблюдаться условия для диаграмм 3, 4, 5 и 6.

С увеличением доли сжатого газа в смеси образуются системы, которые в пластовых ус­ловиях будут находиться в га­зообразном состоянии (диа­граммы 5 и 6). С уменьшением доли сжатого газа в смеси возникают системы, которые в пластовых условиях будут находиться в жидком состоянии (диаграмма 4). При пластовой изотерме Т_пл критическое давление обеспечивает разделение смеси на две фазы. При этом условие процесса вытеснения будет соблюдаться при давлении выше, чем в точке К₃ при данной пластовой температуре Т_пл.

Определение критических составов смеси производится по специальным диаграммам [3,4,5,6,7].

Метод ГВД предполагает превращение истощенного нефтяного месторождения в искусственное газоконденсатное. При этом на 1 м³ нефти требуется до 3000 м³ газа. Давление обратного испарения значительно уменьшается, если в составе нагнетаемого газа содержатся углеводородные га­зы типа этан, пропан или углекислота (СО₂).

Процесс можно значительно упростить, если извлекать за счет процесса испарения лишь наиболее 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 аналогичной. Для практических расчетов выбора оптимальных условий пользу­ются диаграммами, аналогичными представленной на рисунке 6.9.

EMBED Word.Picture.8

Рисунок 6.9. Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных Р и Т 1 - кривая раздела фаз; 2 - связующая линия; 3 - двухфазная область; 4,7 - кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости;5 - газ;6 - нефть; 8 - состав смеси, находящейся при данных Р и Т в критической точке;9 - критические составы, смешивающиеся с нефтью;10 - критические составы, смешивающиеся с газом

На диаграмме углеводородная система представ­лена в виде 3-х групп компонентов. Вершины треугольников соответст­вуют 100 %-ному содержанию групп компонентов в сис­теме.

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт газов, содержащих значительное количество компонентов (С₂ – С₆). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ подвергаются 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 при критических, так и некритических условиях. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, нахо­дящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рисунок 6.10).В данном случае нефть вытесняется газом при условии , когда отсутст­вуют мениски на границе раздела фаз, а нефтеотдача может быть повышена до зна­чений, близких к 100 %.

Рисунок 6.10. Схема образования критических условий вытеснения нефти при нагнетании в пласт газов, богатых тяжелыми компонентами

Например, «жирный» газ (точка 5) вытесняет в пласте нефть (точка 4). При 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, нефть все больше обогащается углеводородами С₂-С₆ и состав ее характеризуется точками 2, 3 и т.д.

Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока состав нефти не станет соответствующим данным условиям находиться в критической точке. При повышении ее двухфазный поток станет однофазным, а состав смеси бу­дет изменяться вдоль потока 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.

Сложность изменения состава нефтей и условий процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения условий смешивания различных нефтей и газов.

Поэтому существуют приближенные методики (Бенхем, Дауден и Кунцман). Газовые методы были внедрены на месторождениях Западного Теха­са (более 50 месторождений) при давлениях до 280кг/см². В 1961 г. в СССР начал проводиться промышленный эксперимент на Ромашкинском место­рождении (Миннибаевская площадь) по закачивании оторочки пропана (около 12 % от объема пор).

Первое промысловое применение ВГВ проводила в 1957 г. фирма Mobil в Канаде на месторождении North Pembina. По идее авторов проекта предполагалось повысить эффективность газового воздействия за счёт полезных свойств воды при вытеснении нефти.

Промышленные испытания технологии газового (ГВ) и водогазового воздействия (ВГВ) приведены на пластах АВ₁¹, БВ₁₀, БВ₈, АВ_4-5 и АВ_1-3 Самотлорского месторождения (С.В. 1992 г.). В среднем на 1 млн. м³ закачанного газа было добыто 0,574 тыс. нефти. При этом использовался попутный газ.

При водогазовом воздействии газ и вода закачиваются последовательно оторочками, составляющими 1…5% начального нефтенасыщенного объёма пор. Оптимальное соотношение газа и воды 1:2. Суммарный объём закачанного газа составил 2,623 млрд. м³.

Закачивание газа способствовало снижению и стабилизации обводнённости добываемой продукции при увеличении дебитов скважин по жидкости в 3 – 5 раз.

Дальнейшего развития газовые методы в отечественной нефтяной промышленности не нашли.

Применение углекислого газа

В 1932 г. появились первые сведения о применении уг­лекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов и повышения темпов добычи нефти. В 1941 г. С. И. 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 закачивании углекислого газа под высоким давлением экстра­гировать и испарять часть оставшейся в пласте нефти и, таким образом, со­вместно с углекислым газом извлекать газообразные углеводороды. С.И. Пирсон, базируясь только на данных теоретических исследований, 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, а в 1952 г. Л. П. Вартон и др. получили патент на промышленное применение углекислого газа для вытеснения нефти. Параллельно В. Р. Джонсон опубликовал ре­зультаты лабораторных экспериментов по исследованию процесса вытеснения нефти углекислым газом.

В настоящее время сложились три направления использования СО₂ для этих целей:

1. непрерывное вытеснение нефти углекислым газом;

2. вытеснение нефти карбонизированной водой (полностью или частично насыщенной углекислым газом); вытеснение нефти оторочкой СО₂; при этом оторочка вытесняется чистой или карбонизированной водой; углекислого газа по данной техно­логии требуется гораздо меньше, чем в первом варианте.

Эффективность каждой технологии обосновывалась главным обра­зом результатами лабораторных экспериментов. Так, П.Д. Торрей в 1956 г. и Дж.В. Мартин в 1959 г. предложили для вытеснения нефти применять смесь СО₂ и углеводородных газов. Основная идея 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 по изучению процессов испаре­ния нефти. Главная цель экспериментов - обоснование способа нагнетания СO₂ в нефтяные пласты на практике.

Кларк и др. в 1964 г. установили, что даже небольшие объемы нагне­таемого СO₂ значительно уменьшают вязкость тяжелых нефтей.

На основании лабораторных и теоретических исследований, прове­денных в США, СССР и Венгрии были проведены 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 на месторождении Кели-Спайдер. Осуществление этого проекта началось в 1971 г. В том же году в Советском Союзе промышленный эксперимент по вытеснению нефти углекислым газом осуществлялся в восточной части Туймазинского месторождения (рисунок 6.11.)

На основании анализа экспериментальных результатов получены следующие выводы:

EMBED Word.Picture.8
Рисунок 6.11 Схема вы­теснения нефти оторочкой СO2

1. После вытеснения нефти оторочкой СО₂ и последующего применения 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 во­дой для добычи меньшего количества нефти необходимо нагнетание вытес­няющего агента в количестве примерно 2-х поровых объемов коллектора.

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 СО₂ на образцах большой длины удалось выявить, что между СО₂ и вытесняемой нефтью образуется переходная зона, состоящая из легких углеводородов.

4. Для получения одинаковой нефтеотдачи в экспериментах с образцами большой длины потребность в СО₂ меньше, чем с образцами небольшой длины.

5. Нефтеотдача, достигнутая при вытеснении нефти углекислым га­зом при давлениях, выше 6,3МПа, значительно превышает нефтеотдачу при обычном заводнении.

6. Нефтеотдача возрастает с увеличением начальной нефтенасыщенности.

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

8. После закачивания вытесняющего агента в количестве нескольких поровых объемов остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти оторочкой СО₂ составляет 9-13 %, а при вытеснении карбонизированной водой - 16-17 %. При вытеснении нефти оторочкой СО₂ нефтеотдачи 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 м³ на 1 м³ пластовой нефти, т.е. примерно 5 % от порового объема.

9. Вытеснение нефти оторочкой СО₂ во всех случаях достаточно эффективно не­зависимо от вязкости нефти. При этом карбонизированная вода с увеличением вяз­кости нефти в большей степени повышает КНО.

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

Известно, что СО₂ имеет относительную плотность 1,529, критиче­скую температуру 31,05 °С, критическое давление 7,38 МПа, критическую плотность 468 кг/м³. При температуре 20°С и давлении 5,85 МПа СО₂ превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м³. При силь­ном охлаждении СО₂ превращается в белую студнеобразную массу с плотно­стью 1,65 г/см³, которая возгоняется при температуре 78,5 С (при атмо­сферном давлении).

Плотность СО₂ в пластовых условиях сопос­тавима с плотностью нефти. Вязкость СО₂ в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти.

Растворимость СО₂ в воде с увеличением давления возрастает. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами , при этом повышается фазовая проницаемость для нефти.

Углекислый газ, растворяясь в нефти, уменьшает ее вязкость, снижает поверхностное натяжение на границе с водой.

По данным БашНИПИнефть, положительные результаты полученны при вытеснении нефти карбонизированной водой с массовой долей СО₂ в растворе, равной 4-5%. Вместе с тем, по данным американских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой СО₂ конечная нефтеотдача была получена на 25-30 % выше, чем при использовании карбонизированной воды.

По данным Н.С. Гудок, проницаемость известняка по воде после воздействия СО₂ возрастает в 2 раза. В целом под воздействием СО₂ повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание.

Значительные количества СО₂ можно получить путем улавливания его из дымовых и других газов. СО₂ является побочным продуктов ряда химических производств. В Западной Сибири известно повышенное содержание углекислоты в Семивидовском месторождении (Шаимский район).

Перспективным является применение СО₂ для охлаждения забоев скважин (СО₂ в твердом виде) с целью повышения эффективности кислотных обработок ПЗП в карбонатных коллекторах. Кроме того, добавки СО₂ в соляную кислоту улучшают результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.

Технология вытеснения нефти, основанный на получении

газообразного азота в пласте

Использование данного способа позволяет решать проблему повышения эффективности выработки запасов из коллекторов с низкой проницаемостью, а также существенно упростить технологический процесс нефтедобычи [13].

Положительный результат при использовании данного способа достигается за счет того, что в пласт через нагнетательную скважину одновременно закачиваются водные растворы нитрита натрия (NaNO₂) и хлорида аммония (NH₄Cl) с получением газообразного азота в пласте. Азот, по сравнению с другими газами (например с диоксидом углерода), обладает меньшей растворимостью в воде, что повышает эффективность его использования.

При разработке газогенерирующего состава, выделяющего газообразный азот, реакция между нитритом натрия и хлоридом аммония в водном растворе протекает по формуле

NaNO₂ + NH₄Cl = N₂ + NaCl + 2H₂O

Реакция начинается при нагревании и в дальнейшем протекает с выделением тепла.

Используемые в реакции нитрит натрия или калия (ТУ-38-10274-79) и хлорид аммония (ТУ-2210-73) являются недефицитными реагентами, поставляемыми в крафт-мешках.

Нами исследованы реакции между нитритом натрия и хлоридом аммония в растворе в зависимости от температуры, соотношения реагентов и рН среды.

Для получения химических пен в качестве газообразователя используются смеси насыщенных растворов нитрита натрия и хлорида аммония в различных объёмных соотношениях. Насыщенные растворы этих веществ готовились с учетом растворимости нитрита натрия и хлорида аммония в воде (таблицы 6.4 и 6.5).

Таблица 6.4 - Растворимость безводного нитрита натрия в 100 г воды

С	20	30	40	50	60
(г)	84,5	82,6	98,4	104,1	109,8

Таблица 6.5 - Растворимость безводного хлорида аммония в 100 г воды

С	20	30	40	50	60
(г)	37,2	41,4	45,8	50,4	55,2

При 20°С концентрация хлорида аммония в насыщенном растворе составляла 6,5 моль/л, а концентрация нитрита натрия - 13,6 моль/л. Насыщенные растворы NaNO₂ и NH₄Cl смешивали в объёмных отношениях 1:2 и 1:3. Химическое вспенивание проводили в приборе, позволяющем контролировать объём подаваемой смеси, температуру и объём выделившегося газа или пены. Для изучения кинетики пенообразования в смеси нитрита натрия и хлорида аммония в раствор добавляли пенообразователь – неионогенный ПАВ. Можно использовать неионогенные ПАВ типа ОП-10, сульфонол, дисолван и др.

Для изучении влияния рН среды на кинетику пенообразования к дозированному объёму смеси нитрита натрия и хлорида аммония в реактор добавляли 0,1 мл 33% раствора сульфонола, а затем 0,2 мл соляной кислоты различной концентрации (4, 10, 20%).

Результаты исследований зависимости скорости выделения газа из насыщенного раствора нитрита натрия и хлорида аммония от температуры показывают, что с повышением температуры объём выделяющегося газа увеличивается, то есть скорость образования азота растет.

При изучении кинетики пенообразования в присутствии сульфонола в ходе экспериментов было установлено, что максимальная скорость пенообразования наблюдается при соотношении объёмов растворов компонентов:

1:3=V_р-ра(NаNО₂)/V_р-ра(NH₄С1).

При данном же соотношении компонентов наблюдается максимальная устойчивость и однородность пены при исследованных температурах. С учетом этого в дальнейших экспериментах это соотношение объёмов - растворов NаNО₂ и NH₄Cl было выбрано в качестве рабочего. Для получения однородной пены реакцию газообразования проводили в оптимальном интервале температур 40-60°С.

Результаты опытов показали, что с увеличением температуры скорость пенообразования возрастает, что сопровождается увеличением объёма пены (таблица 6.6).

Таблица 6.6 - Скорость пенообразования в зависимости от температуры

Состав системы			ТоС	W, мл/мин.
NaNO2/NH4Cl	С, NaNO2	C, NH4Cl
объём	моль/л	моль/л
1 : 3	З,4	5,2	40	1,4
1 : 3	З,4	5,2	50	2,3
1 : 3	З,4	5,2	60	10,0

Скорость реакции газообразования в системе NH₄Cl+NaNO₂ в присутствии соляной кислоты существенно возрастает, что объясняется увеличением концентрации азотистой кислоты (HNO₂) в растворе. Исследование влияния добавок соляной кислоты на кинетику пеноообразования проводили при температурах 40, 50 и 60°С. Концентрация кислоты в пересчете на объём всей системы составляла: 0,25; 0,63; 1,25 % .Установлено, что с увеличением концентрации кислоты скорость пенообразования возрастает, чему способствует также увеличение температуры реакции.

Таким образом, на основании полученных данных можно сделать вывод, что оптимальными условиями образования пены с использованием насыщенных растворов нитрита натрия и хлорида аммония является смесь насыщенных растворов с объёмным соотношением NaNO₂ и NH₄Cl, равным 1:3 (т.к. в этом случае объём пены увеличивается, а выделение окислов азота за счет побочной реакции подавляется).

Преимуществом предлагаемого способа являются следующие факторы:

• азот является инертным газом, вступающим в реакцию с другими веществами только при высоких температурах;

• при растворении азота в нефти происходит увеличение объёмов нефти, что приводит к повышению насыщенности порового пространства углеводородной фазой и к увеличению относительной проницаемости по нефти;

• азот, растворяясь в лёгких фракциях нефти, повышает их подвижность, что способствует повышению нефтеотдачи пласта;

• большая эффективность при применении данного способа будет проявляться в условиях гидрофильных коллекторов.

Результаты исследований приведены в таблице 6.7

Таблица 6.7 - Средняя скорость пенообразования при различных концентрациях соляной кислоты и температурах

ТоС	С, %, НСl	W, мл/мин
40	0,25	1,4
	0,62	1,6
	1,25	2,1
50	0,25	1,9
	0,62	3,4
	1,25	4,1
60	0,25	3,4
	0,62	4,2
	1,25	6,1