5.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов

Эти методы предназначены для наиболее полного извлечения нефти из залежи. Для повышения нефтеотдачи применяют закачку в пласт водного раствора ПАВ, растворов полимеров, углекислоты, теплоносителя, растворителей, а также внутрипластовое горение.

Закачка в пласт водного раствора ПАВ, концентрация которого составляет до 0,05%. Это приводит к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода, образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», которая легче перемещается в порах. Кроме этого, снижается поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор породы.

При заводнении пластов нередко имеет место опережающее продвижение воды по локальным зонам пласта вследствие разной вязкости и разной проницаемости жидкостей. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Закачка в пласт растворов полимеров, которые обладают повышенной вязкостью, приводит к более равномерному продвижению водонефтяного контакта и повышению конечной нефтеотдачи пласта. Широко применяется 0,01…0,05% раствор полиакриламида и другие водорастворимые полимеры.

Для этих целей можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2…1,0% пенообразователя. Вязкость пены в 5…10 раз больше вязкости воды.

При закачке в пласт углекислоты происходит её растворение в нефти и снижение вязкости последней. Это приводит к увеличению скорости фильтрации. К такому же результату приводит закачка в пласт растворителей, в качестве которых можно использовать сжиженный пропан, бутан или их смесь.

Нагнетание в пласт теплоносителей (горячей воды или водяного пара с температурой до 400^оС) способствует растворению в нефти асфальто-смолистых веществ и твёрдых парафинов, которые забивают поры пласта. Это явление наблюдается для высоковязких нефтей. В результате снижается вязкость нефти и увеличивается её фильтрация по порам.

Метод внутрипластового горения заключается в воспламенении нефти внутри пласта с помощью специальной нагнетательной или зажигательной скважины. В результате создаётся движущийся очаг горения за счёт постоянного нагнетания в пласт воздуха или воздуха с газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются на поверхность.

6. Физико-химические требования к товарной нефти

Нефть, выходя из скважины, содержит пластовую воду, попутный нефтяной газ, механические примеси, различные соли. Данная так называемая пластовая жидкость не является товарным продуктом и поэтому подвергается подготовке на промысле перед подачей нефти в магистральный нефтепровод. По магистральному нефтепроводу товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод.

Товарная нефть с промыслов должна соответствовать ГОСТ Р 51858. В соответствии с данным стандартом в зависимости от физико-химических свойств и степени подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.

В зависимости от содержания серы нефть подразделяется на классы (табл. 6.1).

Таблица 6.1

Классы нефти

Класс нефти	Содержание серы, % масс	Название нефти
1	не более 0,6	малосернистая
2	0,61 - 1,8	сернистая
3	1,81 - 3,5	высокосернистая
4	более 3,5	особо высокосернистая

В зависимости от плотности, содержания светлых фракций и твёрдых парафинов нефть подразделяется на типы (табл. 6.2).

Таблица 6.2

Типы нефти

Тип не- фти	Плотность нефти при 20оС, кг/м3	Плотность нефти при 15оС, кг/м3	Назва-ние нефти	Выход фракций, % масс., не менее		Содержание твёрдых парафинов, % масс., не более
				Н.К.-200оС	Н.К.-300оС
0	не более 830	не более 833,7	особо лёгкая	30	52	6
1	830,1-850	833,8-853,6	лёгкая	27	47	6
2	850,1-870	853,7-873,5	средняя	21	42	6
3	870,1-895	873,6-898,4	тяжёлая	-	-	-
4	более 895	более 898,4	битуми-нозная	-	-	-

Если нефть не поставляется на экспорт, то достаточно для определения её типа определить только плотность. При поставке нефти на экспорт необходимо определение выхода светлых фракций и твёрдых парафинов. Нефти типов 3 и 4 при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны также содержать твёрдых парафинов не более 6 % масс.

Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.

В зависимости от степени подготовки на промыслах нефть подразделяется на группы (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Группы нефти

Группа нефти	Содержа-ние воды, % масс., не более	Содержа-ние хлористых солей, мг/дм3, не более	Содержа-ние меха-нических примесей, % масс., не более	Давление насыщен-ных паров нефти, кПа (мм рт. ст.), не более	Содержание органических хлоридов во фракции, выкипающей до 204оС, млн-1, не более
1	0,5	100	0,05	66,7 (500)	10
2	0,5	300
3	1,0	900

В зависимости от содержания сероводорода и лёгких меркаптанов нефть подразделяется на два вида (табл. 6.4).

Таблица 6.4

Виды нефти

Вид нефти	Содержание сероводорода, млн-1, не более	Содержание метил- и этилмеркаптанов, млн-1, не более
1	20	40
2	100	100

Условное обозначение товарной нефти состоит из четырёх цифр (класс, тип, группа, вид) и номера ГОСТа. Например: «Нефть 1.2.1.2 ГОСТ Р 51858». При поставке на экспорт к цифре типа добавляется нижний индекс «э», например: «Нефть 1.2_Э.1.2 ГОСТ Р 51858».

Нефть при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать первой группе и первому или второму виду.

Качество подготовки нефти на промыслах (номер группы) зависит от степени обезвоживания и разгазирования нефти, удаления механических примесей и хлористых солей.

Необходимость обезвоживания нефти объясняется следующими причинами.

1. Вода является балластом, содержание которого может доходить до 90% и более на завершающих стадиях разработки месторождений. Это приводит к увеличению затрат на транспорт нефти.

2. Вода с нефтью образует эмульсию, вязкость которой обычно выше вязкости чистой нефти. Так, увеличение содержания воды в нефти с 5 до 20% приводит к повышению вязкости эмульсии почти два раза. Это также приводит к увеличению энергозатрат на транспорт более вязкой нефти. В среднем, увеличение содержания воды на 1% приводит к повышению транспортных расходов на 3…5%.

3. Вода может явиться причиной повышенной коррозии нефтетранспортной системы. При низких температурах и высоком содержании воды в трубопроводах могут образоваться ледяные пробки, осложняющие транспорт нефти.

Необходимость обессоливания нефти связана с двумя причинами.

1. Соли способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, а чем устойчивее эмульсия, тем больше затраты на обессоливание и обезвоживание нефти.

2. Хлориды щелочноземельных металлов являются причиной высокой кислотной коррозии оборудования, механизм которой заключается в следующем.

В любой нефти есть какое-то количество сероводорода Н₂S, но значительно больше его образуется при нагреве (особенно сернистой нефти) за счёт разложения меркаптанов и сульфидов. Нагрев нефти – одна из обычных стадий технологии подготовки нефти. Сероводород вступает в реакцию взаимодействия с поверхностным слоем железа нефтепромыслового оборудования:

Если хлористых солей в нефти мало или совсем нет, то коррозия на этом останавливается, так как сульфид железа FeS – нерастворимая в промысловой воде соль и образует защитную плёнку на поверхности металла, предохраняя оборудование от более глубокого взаимодействия со средой.

Но в любой нефти имеются хлориды металлов, которые подвергаются гидролизу с образованием хлорида водорода НСl. Хлорид кальция СаCl₂ может гидролизоваться до 10%, хлорид магния МgCl₂ гидролизуется на 90% даже при низких температурах:

При нагреве нефти процесс гидролиза ускоряется. Хлорид водорода далее взаимодействует с сульфидом железа с образованием растворимой соли хлорида железа:

Хлорид железа растворяется в пластовой воде, оголяя новый поверхностный слой металла для взаимодействия с сероводородом. Так происходит цепная реакция кислотной коррозии оборудования.

Перед началом переработки нефти на НПЗ нефть ещё раз подвергают более глубокому обессоливанию и обезвоживанию до содержания хлористых солей не более 3…5 мг/л и воды не более 0,1% масс. Это связано с тем, что на НПЗ применяется более сложное и дорогостоящее оборудование, чем на промыслах, и оно должно быть максимально защищено от кислотной коррозии.

Необходимость удаления механических примесей при подготовке нефти объясняется следующим.

1. Механические примеси (частицы песка, глины, известняка, другой породы) способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, что затрудняет обезвоживание нефти.

2. Механические примеси при транспорте нефти оказывают абразивное воздействие на внутренние стенки труб, что приводит к преждевременному их износу. Особенно высоким абразивным воздействием обладают частицы песка, в состав которого входит оксид кремния SiO₂.

Одна из основных технологических стадий при промысловой подготовке нефти – это отделение попутного газа. Процесс разгазирования нефти называется сепарацией. Глубина разгазирования определяется давлением насыщенных паров (ДНП) нефти. Нефть, имеющая ДНП не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), называется стабильной.

Необходимость стабилизации нефти связана со следующими причинами.

1. При транспорте нестабильной нефти происходит образование газовых пробок (или газовых мешков) в нефтепроводе. Это приводит к разрыву сплошности потока, неравномерной подаче, пульсирующей работе нефтепровода. Для передавливания газового мешка приходится создавать дополнительное давление, которое может привести к разрыву трубопровода из-за вибрации, нарушению режима работы контрольно-измерительных приборов, временному прекращению фонтанирования скважин. Кроме этого, попадание газовых пробок на всас центробежных насосов вызывает их кавитацию и возможный выход из строя.

2. При хранении нестабильных нефтей происходит самопроизвольное выделение газов из резервуаров. Испаряясь, эти газы захватывают с собой лёгкие углеводороды бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина до 5%. Кроме этого, возникает высокая загазованность, повышенная пожаро- и взрывоопасность товарных парков.