Файл: Учебное пособие Казань 2018.pdf

13
Увеличение нефтеотдачи хотя бы на 10% может привести к значительным приростам добычи нефти и улучшению экономических показателей. Одним из способов увеличения коэффициента нефтеотдачи является применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН).
Опыт внедрения МУН показывает, что их эффективность в значительной степени зависит от правильного выбора метода для конкретных условий месторождения. Выделяют три основных группы факторов:
– геолого-физические (вязкость нефти и минерализация пластовой воды, проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина и т.п.);
– технологические (закачиваемый агент, его концентрация, расстояние между скважинами и т.п.);
– технические (обеспечение техникой, оборудованием наличие и расположение источников сырья (агента) и т.д.).
Классически методы увеличения нефтеотдачи разделены на четыре большие группы:

14 концентрации способствуют значительному снижению поверхностного натяжения воды на границе с нефтью и твердой поверхностью, в результате этого нефть более полно вытесняется из пористой среды.
ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями: уменьшение угла смачиваемости, интенсивность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. В результате происходит отмывание прилипающих к породе капель нефти.
В результате закачки раствора ожидается увеличение нефтеотдачи по последним исследованиям на 5–10%.
Закачка водных растворов полимеров.Сущность метода полимерного заводнения ПАА заключается в выравнивании подвижностей нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Нагнетание растворов полимеров в продуктивные пласты изменяет гидродинамические характеристики объекта разработки. Механизм действия полимерных растворов проявляется в снижении подвижности воды. Адсорбция полимера в пористой среде способствует повышению эффективности метода.
Вязкость воды может быть повышена за счет добавления в нее водорастворимых полимеров. Благоприятный результат получен при использовании в качестве загустителя гидролизованного ПАА.
Метод полимерного заводнения не рекомендуется применять в пластах, содержащих глинистый материал, так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем.
Применение щелочных агентов. Применение щелочного заводнения основано на взаимодействии щелочи с пластовыми жидкостями и породой.
Основными факторами повышения нефтеотдачи при этом считаются следующие: снижение межфазного натяжения на границе нефти и раствора щелочи, образование эмульсии, вязкость которой выше, чем обычной воды, изменение смачиваемости поверхности породколлекторов, растворение прочных граничных пленок. Механизм повышения нефтеотдачи главным образом основан на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с

15 образованием поверхностно-активных веществ. В ряде случаев происходит активизация (резкое усиление поверхностно-активных свойств) некоторых естественных поверхностно-активных компонентов нефти под воздействием растворов сильных щелочей. К числу таких компонентов относятся смолы, асфальтены и другие высокомолекулярные вещества.
Заводнение с применением кислот. Применение серной кислоты. В основе применения концентрированной серной кислоты (H
2
SО
4
) для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента, как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и 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.
Для повышения нефтеотдачи пластов применяется не только серная концентрированная кислота, но и алкилированная
– отходы нефтеперерабатывающих заводов после процесса алкилирования
–
хлорсульфоновая, фторсульфоновая, оксидные и другие кислоты.
2.1.4
Смешивающееся вытеснение
Закачка углекислоты и углеводородного газа. Углекислый газ для повышения нефтеотдачи может быть использован по трем технологиям. По первой углекислый газ закачивается в пласт в сжиженном состоянии или в виде карбонизированной воды концентрацией 4–5%.
Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом факторов. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО
2
, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхностного натяжения на границе с водой, увеличением вязкости воды, уменьшается набухаемость глин.
Образование угольной кислоты способствует

16 возникновению ряда положительных факторов, таких как растворение карбонатов, повышение температуры.
Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды, особенно наличие солей кальция.
Закачка углеводородного газа. Применительно к различным пластовым системам были разработаны и опробованы 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.
Режим газа высокого давления пригоден для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500 м).
Механизм действия при закачке углеводородного газа близок к действию при закачке углекислого газа.
Мицеллярное заводнение. Более совершенными по сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами 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, поскольку мицеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.
Особенностью мицеллярного заводнения является то, что для конкретных геолого-физических условий по вязкости нефти и другим параметрам в лабораторных условиях подбирается определенная композиция нескольких реагентов, последовательность их закачки, ее величина и концентрации.
Применяемый мицеллярный раствор для повышения нефтеотдачи пластов состоит из следующих основных компонентов: нефтерастворимого
ПАВ, содетергента, углеводородного растворителя, солей.
Содетергент оказывает такое же действие, как и ПАВ. Наиболее распространенные содетергенты – низшие спирты. В качестве углеводородного растворителя применяют керосин, газоконденсат, легкие фракции нефти и т.п.

17
Любой мицеллярный раствор может быть эффективен в довольно узком диапазоне минерализации вблизи оптимального значения.
2.1.5
Тепловые методы
Закачка горячей воды и пара.Увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании воды достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения нефти и скелета пласта.
В случае нагнетания пара к указанным факторам добавляется еще эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и переносе ее по пласту в парообразном виде.
Внутрипластовое горение. Выделяют три вида пластового горения. Сухое
горение, когда на 1000 м
3
воздуха закачивается 1–3 м
3
воды. Влажное, когда на
1000 м
3
воздуха закачивается от 3 до 5 м
3
воды. Сверхвлажное, когда на 1000 м
3
воздуха закачивается более 5 м
3
воды.
Для создания очага горения применяют различные глубинные нагреватели, обычно электрические или газовые. После нагрева призабойной зоны в скважину подается окислительный агент (воздух) для воспламенения нефти. Тепловые методы применяются главным образом на месторождениях с высоковязкими нефтями.
Основным ограничивающим фактором применения тепловых методов является глубина залегания пласта, которая должна быть не более 1000–1200 м.
При внутрипластовом горении основную ограничивающую роль играют максимальное давление компрессоров при такой глубине и их производительность, которая с удалением очага от призабойной зоны должна постоянно увеличиваться.
Прирост нефтеотдачи от тепловых методов от 10 до 50%.
2.2
Переработка извлеченной нефти
Подготовка нефти к переработкеПодготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных

18 солей и воды и стабилизацию по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.
Первичная переработка нефти основана на различии физико-химических свойств компонентов нефти: температуры кипения, кристаллизации растворимости и заключается в ее разделении на отдельные фракции дистилляты, каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим из первичных процессов является прямая гонка нефти.
Вторичная нефтепереработка (вторичные процессы) представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой гонки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами.
Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообразны. Они подразделяются: а) по назначению на:
—процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счет высококипящих (крекинг);
—процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);
—процессы синтеза индивидуальных углеводородов (алкилирование);
—процессы удаления из нефтепродуктов примесей (гидроочистка); б) по условиям протекания на:
—термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений;
—каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов; в) по состоянию перерабатываемого сырья на:

19
—процессы в жидкой фазе;
—процессы в паровой фазе.
Важнейшими из вторичных процессов является термический и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов.
Ниже приведена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.
Сырая нефть
Стабилизированная нефть товарные продукты нефтепродукты товарные продукты вторичной пере- работки месторождение подготовка крекинг риформинг прямая гонка
Вода, соли газовый конденсат
Стабилизация нефти. Значительное количество растворенных в нефти легких углеводородов C
1
—С
4 затрудняет процесс транспортировки нефти.
Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и установках подготовки нефти или на газоперерабатывающих заводах.
Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из

20 сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – электрообессоливающую установку. Процесс обессоливания осуществляется в электродегидраторах - цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии в сырьё вводятся специальные вещества -
деэмульгаторы. Температура процесса – 100–120°С.
Эмульсии в нефти могут иметь различное происхождение, эмульсии естественного происхождения – образовавшиеся в процессе добычи нефти, искусственные эмульсии – полученные при многократной промывки нефти водой с целью удаления солей.
Самым важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость (стабильность), т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.
Устойчивость эмульсии определяется временем ее существования и выражается очень простой формулой:
τ = Н/υ
, где Н– высота столба эмульсии, см; υ – средняя линейная скорость расслоения эмульсии, см/с.
Различают также агрегативную и кинетическую устойчивость. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая — расслоение эмульсии на нефть и воду.
На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказывают:
•
Дисперсность системы. Чем выше дисперсность эмульсии, тем она устойчивее при всех прочих равных условиях.
•
Физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на
поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки. На устойчивость эмульсий большое влияние оказывают стабилизирующие вещества,