Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов

Заводнение растворами полимеров. Сущность методов заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Это можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента при добавлении полимеров. Однако так как объемы нагнетаемой воды могут быть весьма большими, то с целью экономии полимера для загущения воды и повышения экономической эффективности метода на практике применяют технологию заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим ее продвижением обычной водой. Опыты показывают, что при этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый раствором. Относительная технологическая эффективность метода полимерного заводнения возрастает по сравнению с обычным заводнением для высоковязких нефтей. Однако при очень высокой вязкости нефтей (0,1 Па*с и более) эффективность метода по технико-экономическим показателям низкая.

Не рекомендуется применять метод полимерного заводнения в пластах, содержащих глинистый материал (5—10% и более), так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Использование полимерного заводнения ограничивается проницаемостью и пластовой температурой. Заводнение рекомендуется при проницаемости свыше 0,1 мкм² и пластовой температуре менее 90 °C. При более высокой температуре может происходить деструкция молекул полимера с изменением свойств раствора. В некоторых полимерных заводнениях ограничивается химическим составом пластовых вод. Поэтому полимер для заводнения следует подбирать с учетом химического состава пластовых вод. Метод апробирован на Орлянском месторождении Куйбышевской области и дал положительные результаты. В качестве загустителя использовали водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, имеющий в пластовых условиях вязкость 10−15 мПа*с. Лабораторными экспериментами установлено, что загущение воды полимерами существенно увеличивает нефтеотдачу при объеме оторочки примерно 5—6% от объема пор обрабатываемого участка и при концентрации полимера в воде 0,025— 0,05%.

На эффективность процесса оказывает влияние время его применения в зависимости от периода разработки. Если полимерное заводнение применяют с самого начала разработки залежи с заводнением, то так как вязкость полимерного раствора больше вязкости воды перед полимерным раствором может образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды. При смешении полимерного раствора с минерализованной водой может происходить разрушение (деструкция) структуры полимерного раствора.

При использовании же полимерного заводнения на поздней стадии разработки месторождения, когда пласт существенно заводнен, а продукция скважин характеризуется высокой обводненностью, возможно разбавление полимера водой с ухудшением характеристик вытеснения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений США и СССР, наиболее благоприятные условия для применения полимерного заводнения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.

Заводнение растворами ПАВ. Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах «нефть — вытесняющая жидкость» и «нефть — порода». Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальтенов и смол повышают эффективность метода по сравнению с обычным заводнением. Однако этот метод не рекомендуется применять при высокой вязкости нефти (более 50 мПа*с). Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключается в том, что для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления. Она дополняется узлом затворения ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от породы обусловливается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами, что приводит к образованию непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора вала неактивной воды. Закачка растворов ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в мелких порах. Таким образом, в пластах при закачке водных растворов ПАВ могут протекать два противоположных процесса: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти, с другой — на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соотношение между этими процессами определяет конечную нефтеотдачу, которая обычно не превышает 10%.

Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижается с увеличением обводненности пласта. Поэтому предпочтительнее применение метода с самого начала заводнения пласта. Также выявлено, что адсорбция ПАВ (например ОП-10) на поверхности породы существенно снижает эффективность процесса. Повышение эффективности использования этого метода заводнения связывается с поиском ПАВ.

Заводнение мицеллярными растворами. Более совершенными по сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами, с точки зрения нефтевытесняющей, способности, следует считать мицеллярные растворы (микроэмульсии), так как при заводнении ими продуктивных пластов используется преимущество смешивающегося вытеснения. При этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми жидкостями отсутствует, так как мицеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.

В результате применения мицеллярных растворов уменьшается натяжение между пластовыми жидкостями и жидкостью заводнения. Мицеллярные растворы применяются для улучшения проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнетательных или добывающих скважинах.

Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперсную систему воды в углеводородной жидкости, стабилизированную с помощью ПАВ.

Мицеллярные растворы готовят на основе углеводородного сырья (стабилизированный газолин, сжиженные нефтяные газы, растворимые масла), в качестве активного вещества используют нефтяные сульфокислоты. К числу основных компонентов мицеллярных растворов относится вода или водные растворы (газопропиловый, нормальный или вторичный бутиловый спирты, кетоны, эфиры).

Заводнение с использованием мицеллярных растворов — более сложный и дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение. Поэтому применению мицеллярных растворов должно предшествовать более тщательное изучение и технико-экономическое обоснование выбираемого объекта разработки. Под заводнение с использованием мицеллярных растворов следует выбирать объекты с высокой начальной нефтенасыщенностью. Вязкость пластовой нефти должна быть невысокой, так как при этом обеспечивается равномерное перемещение раствора по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных растворов создается оторочка из раствора, которая в последующем проталкивается водой. Для предупреждения разрушения оторочки в связи с преждевременными прорывами воды в результате неустойчивого вытеснения жидкости (нефти) с существенно большей вязкостью перед образованием оторочки мицеллярного раствора предварительно создается буферная оторочка загущенной воды (вода, загущенная полимерами).

Как показывают лабораторные исследования и промысловый опыт использование мицеллярных растворов в качестве вытесняющих жидкостей позволило достичь коэффициента вытеснения на участках пласта, охваченных заводнением 60—90%.

Заводнение растворами щелочей. Метод основан на снижении поверхностного натяжения па границе нефти с раствором щелочи, а также на способности щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. С ростом в нефтях содержания органических кислот эффективность метода повышается, что обусловлено уменьшением поверхностного натяжения на границе «нефть — щелочной раствор».

Рекомендуется использование щелочных растворов для нефтей высокой вязкости и неоднородных пластов. Следует ожидать обнадеживающие результаты в послойно-неоднородных пластах. Область применения метода ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са²⁺. При взаимодействии щелочи с ионами Са²⁺ образуется хлопьеподобный осадок, закупоривающий поры.

Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Технология разработки нефтяных залежей, основанная на вытеснении нефти смешивающимися с ней жидкостями и газами — результат развития способов поддержания пластового давления путем закачки газообразных агентов. При вытеснении нефти газом некоторое ее количество удерживается в порах коллектора капиллярными силами. Изыскания, направленные на повышение эффективности технологии закачки газа, привели к идее смешивающегося вытеснения, когда между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты. Происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.

Применительно к различным пластовым системам были разработаны и апробированы следующие технологические схемы повышения нефтеотдачи:

закачка газа высокого давления;

вытеснение нефти обогащенным газом;

вытеснение нефти оторочкой из углеводородных жидкостей с последующим продвижением ее закачиваемым сухим газом. Лабораторными исследованиями и опытными работами установлено, что взаимная смешиваемость нефти и газа без предварительного обогащения газа тяжелыми углеводородами (С₂Н₆ и выше) может происходить при высоком давлении (15МПа и выше), поэтому режим газа высокого давления пригоден для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500 м). Процесс лучше осуществлять в пластах с легкими, маловязкими нефтями. При предварительном обогащении газа тяжелыми углеводородами (бутан-пропановая фракция газа) или предварительной закачке легких углеводородных систем можно разрабатывать объект, залегающий на меньшей глубине.

Объем оторочки углеводородного растворителя может составлять 2—5% от объема пор пласта и определяется при расчете технологических параметров процесса. При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям неэффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90—95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой.

С целью предупреждения фазовой и вязкостной неустойчивости при вытеснении нефти газом высокого давления прибегают к попеременной закачке газа и воды.

Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода (СО₂), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО₂ в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды. что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается.

Диоксид углерода может подаваться в пласт по по следующим технологическим схемам:

в виде водного раствора заданной концентрации — карбонизированная вода;

разовой оторочки реагента, продвигаемой по пласту карбонизированной или обычной водой; чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по пласту закачиваемой водой.

Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что существенно снижает эффективность процесса. При создании же разовой оторочки СО₂ с проталкиванием ее водой в связи с тем, что жидкий СО₂ обладает малой вязкостью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой СО₂ и воды создается несколько чередующихся оторочек.

Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Метод апробирован на Александровской площади Туймазийского месторождения с обнадеживающими положительными результатами.

Учитывая сложность в транспортировке СО₂, а также требования охраны окружающей среды, проектирование разработки залежей нефти следует ориентировать на поставки СО₂ от близко расположенных производителей углекислоты. Сернокислотное заводнение. В основе применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду. Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефтей приводит к образованию сульфокислот в количестве 5−7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта.

Как показали лабораторные эксперименты, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения возрастает на 13—15% по сравнению с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефтей ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, составляющими минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой, направляя последующие порции воды в поры, заполненные нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснением. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучшению вытеснения нефти при сернокислотном воздействии, а именно, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла.

Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0,5%-ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости, что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения. Кроме того, при взаимодействии концентрированной серной кислоты с карбонатами породы образуется углекислота в количестве 400 кг/т. Расчеты показывают, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), которая, как это было показано выше, обусловливает возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного возрастания коэффициентов вытеснения и охвата.

Способ сернокислотного заводнения предложен ТатНИПИнефтью в 1962 г. и внедряется на Ромашкинском месторождении с 1971 г. Достигнуты хорошие результаты в повышении нефтеотдачи при одновременном сокращении количества извлекаемой вместе с нефтью воды. По данным ТатНИПИнефти на 1 т кислоты дополнительно добывается 30—50 т нефти, а приемистость водонагнетательных скважин возрастает на 60—70%.