Файл: РНМ (печать,готов).doc

(32)

49. газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Вытеснение нефти из пластов сухим газом при давлении полной смесимости газа с углеводородами нефти называется методом вытеснения нефти газом высокого давления. Полная смесимость газа с нефтью достигается при давлениях 25-40 МПа.

Закачка жирного углеводородного газа с содержанием метана менее 90 % называется вытеснением нефти обогащенным газом, при этом смесимость газа с нефтью происходит при меньших давлениях.

Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки слабопроницаемых нефтяных пластов.

В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом происходят сложные физико-химические явления между пластовой нефтью и закачиваемым газом.

Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плотность смеси уменьшается.

Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимости, то часть закачиваемого газа находится в свободном состоянии. Свободный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более легкие углеводороды выделяются из нефти и смешиваются с газом. Газ, обогащенный легкими углеводородами нефти, прорывается к скважинам, а основная часть нефти, лишенная своих легких фракций, становится более вязкой. Это приводит к снижению эффективности вытеснения газом.

Закачка обогащенного газа высокого давления впервые в России была осуществлена на Ключевом месторождении легкой нефти в Краснодарском крае,

Разработка месторождений с использованием закачки

в пласт двуокиси углерода СО₂

Одним из эффективных методов из газовых методов увеличения нефтеотдачи является закачка в пласт СО₂. Метод широко используется в США (месторождение Келли Снайдер. В пласт закачали 10 млрд. м³ СО₂.) и на месторождении Будафа в Венгрии.

Углекислый газ образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 ^оС. При температуре выше 31,2 ^оС двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Тройная точка р=0,61МПа, Т= -56,6 ^оС. Критическая точка р=7,38 МПа, Т=31,2 ^оС.

Вязкость жидкого СО₂ составляет 0,05-0,1 мПа.с, газообразного при давлениях 8-25 МПа и температуре 20-100 ^оС изменяется от 0,02 до 0,08 мПа.с. Плотность газообразного углекислого газа при тех же условиях изменяется в пределах от 0,08 до 0,1 кг/м³.Зависимость удельного объема СО₂ для различных давлений и температуры можно найти в табл 2.49 в/28/. Плотность есть обратная величина удельного объема.

Он растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в одном м³ воды растворяется от 30 до 60 м³ СО₂, образуя угольную кислоту Н₂СО₃, последняя растворяет отдельные виды цемента и породы и повышает проницаемость песчаников на 5-15 %, а доломитов - на 6-75 %.

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 –10 раз лучше, чем в воде. В одном м³ нефти при давлении 10 МПа и температуре 27 ^о С растворяется 250-300 м³ СО₂ , т.е.

Давление полной смесимости СО₂ для разных нефтей различно, для маловязких нефтей оно меньше., чем для высоковязких тяжелых нефтей (рис. 6.2). Повышение температуры от 50 до 100^оС увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости, СО₂ в пластовых условиях лишь частично смешивается со многими нефтями. В пласте СО₂, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует легкие углеводороды и обогащается ими. Это приводит повышению смесимости СО₂ и вытеснение становится смешивающимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытеснения нефти углекислым газом значительно меньше, чем чистым углеводородным газом. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти углеводородным газом требуется давление 27-30 МПа, а для вытеснения углекислым газом достаточно 9-10МПа.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО₂ и нефти характеризуется процессом экстракции углеводородов из нефти в СО₂, а при низкой температуре механизм больше соответствует растворению СО₂ в нефти.

При давлениях ниже давления смесимости, СО₂ в пласте находится в газообразном состоянии в виде смеси с легкими фракциями нефти. При этом вязкость нефти, лишенной легких фракций, увеличивается.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, а объем значительно увеличивается.

Вязкость нефти при растворении в ней углекислого газа снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

И.И. Дунюшкин предложил следующую эмпирическую формулу расчета вязкости нефти, насыщенной СО₂ /32/:

μ _н = A μ_t^δ; А=0,22/(0,22+С_н²); (2.4)

δ = 0,362/(0,28+ С_н) –0,295.

Здесь А и δ – эмпирические коэффициенты; μ_t – начальная вязкость нефти; С_н- концентрация СО₂..

В настоящее время известны следующие технологии применения СО₂:

1.Вытеснение нефти карбонизированной водой. В этом случае для вытеснения нефти применяют воду, полностью или частично насыщенную углекислым газом. Данный процесс основан на том факте, что при нагнетании карбонизированной воды углекислый газ, в силу лучшей растворимости его в нефти, из водной фазы переходит в нефть, благоприятно изменяя ее свойства, в результате чего повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.

2. Непрерывное нагнетание углекислого газа.

3.Вытеснение нефти оторочкой углекислого газа. По этой технологии в пласте создается оторочка углекислого газа, которая в дальнейшем вытесняется обычной или карбонизированной водой.

4.Чередующаяся закачка углекислого газа и воды,

Основные недостатки метода:

1. Снижение коэффициента охвата вытеснением.

2. Коррозия скважинного и нефтепромыслового оборудования.

Сухой СО₂ не коорозионно-активный, но при чередовании нагнетания его с водой или после смешивания с пластовой водой и при прорыве его в добывающие скважины он становится коррозионно-активным.

3. Сложной технической проблемой является транспортировка жидкого СО₂, подготовки нефти.

4. СО₂ при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие фракции, они смешиваются с газообразным углекислым газом, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте и нефть становится более вязкой.

50. Закачка водных растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов.

Закачка в пласт водных растворов ПАВ является самым простым методом увеличения нефтеотдачи пластов. Метод улучшает вытесняющие свойства воды благодаря снижению межфазного натяжения между водой и нефтью σ и поверхностного натяжения на границе жидкость - твердое тело. По химическим свойствам ПАВ делятся на:

1)анионоактивные. При растворении в воде молекулы таких ПАВ распадаются на два иона. Носителем поверхностно-активных свойств является положительно заряженный анион. К этому типу относятся сульфонол, КМЦ;

2)катионоактивные, в них поверхностной активностью обладает отрицательно заряженный катион;

3)неоногенные ПАВ. У них молекулы сами являются поверхностно-активными (ОП-10).

При применении технологии в качестве первичного метода в песчаных коллекторах прирост КИН может составить 2-5%, при применении на поздней стадии - 2,5- 3 %. Разновидности технологии:

- долговременная закачка с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации (0,05 %);

- разовая закачка малых объемов растворов высокой концентрации (5- 10 %) в отдельные нагнетательные скважины V_отор=0,005-0,01 V_пор.

Более эффективна разовая технология.

Положительные характеристики метода:

• при ОПЗ улучшается приемистость нагнетательных скважин, что важно для слабопроницаемых коллекторов;

• происходит снижение набухаемости глин в 1,1-2 раза, за счет чего повышается фазовая проницаемость воды в призабойной зоне нагнетательных скважин;

• уменьшается коррозия водоводов, НКТ.

Недостатки метода:

• незначительное увеличение КИН;

• загрязнение окружающей среды из-за слабой биоразлагаемости ПАВ;

• высокая чувствителность к минерализации воды (происходит деструкция ПАВ).

• высокая степень адсорбции ПАВ на поверхности пор.