Методы повышения компонентоотдачи пластов

С одной стороны, смесь, содержащая мицеллы, может определяться как микроэмульсия, так как в ней находятся диспергированные частицы субмикроскопического размера. С другой стороны, смесь обладает свойствами раствора - устойчивостью к осадкообразованию и оптической проницаемостью. Наиболее распространенный растворитель - вода, поэтому чаще всего встречаются мицеллы типа нефть в воде . Основными компонентами, кроме ПАВ, воды и углеводородных жидкостей (газ, нефть, керосин), являются содгергент - спирт, который служит для стабилизации раствора, регулирования вязкости и улучшения процессов солю­билизации воды или нефти; электролит - хлорид натрия или сульфонатамония для регулирования вязкости раствора.

111

В настоящее время используют в основном две технологии: нагнета­ние высококонцентрированных мицеллярных растворов, которые содержат 8- 10 % сульфоната, 2-3 % стабилизатора и до 50-70 % УВ (размер оторочки 5-15 % объема пор); нагнетание малокон­центрированных водных мицеллярных растворов, которые со­держат 2 % сульфоната, 3 % У В и 0,1% стабилизатора. Эти рас­творы не смешиваются с нефтью, хотя и обеспечивают сверхниз­кое межфазное натяжение. Размер оторочки - 2050 % размера пор.

112

Газовые методы увеличения нефтеотдачи

На успешность применения газовых методов, а также качество нагнетатемого газа СО2 в основном оказывают влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта.

Пласт должен характе­ризоваться высокой приемистостью при значительных давлениях.

Метод нагнетания СО2 основан на ее способности растворять­ся как в воде, так и в нефти. Использование двуокиси углерода для извлечения нефти началось с конца 40-х гг. и сейчас являет­ся одним из немногих MB, который применяется в промышлен­ной разработке залежей нефти.

Вытеснение нефти при нагнета­нии двуокиси углерода происходит за счет изменения вязкости нефти и воды. Вязкость нефти в значительной степени уменьша­ется, в то время как вязкость воды незначительно увеличивается (в 1,2-1,3 раза). ­

11

Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды; увеличению охвата пласта на 8-20 %; увеличению объема нефти в 1,5-1,7 раза (за счет ее обогащения углекислым газом), и это способствует эф­фективному вытеснению нефти и доотмыву остаточной нефти.

Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при раз­работке залежей легкой нефти. Под смешиваемостью понимается способность СО2 и нефти смешиваться в неограниченной про­порции и образовывать единую фазу с отсутствием поверхности раздела между ними. В двуокиси углерода могут растворяться УВ от С6 до С30, что важно для разработки высоковязких тяже­лых нефтей.

При этом происходит увеличение проницаемости пород: для песчаников она увеличивается на 5-15 %, а для карбонатов на 6-75 %. Наиболее существенными факторами, влияющими на успешность применения метода СО2 , являются вязкость пластовых жидкостей, небольшая

нефтенасыщенность и гетерогенность пласта.

11

5

Если СО2 находится в газовой фазе, то она растворяется в воде и нефти и, обратно, если СО2 находится в жидкой фазе, то вода растворяется в углекислом газе, а легкие компоненты нефти переходят в газовую фазу.

Механизм вытес­нения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся.

Вслучае несмешивающегося вытеснения коэффици­ент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытесне­нии.

Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Целесообразность применения несме­шивающегося вытеснения нефти

СО2 обусловлена более низкой стоимостью процесса и требуемым давлением нагнетания.

Впро­цессе смешивающегося вытеснения нефти двуокисью углерода

происходит ее растворение в нефти и воде (рис. 18).

11

6

Рис. 18. Схема смешивающегося вытеснения нефти водной оторочкой СО2

11

7

В первом случае происходит набухание нефти, уменьшение ее вязкости и улучшение подвижности и капиллярного впитывания воды пористой средой.

Во втором случае несколько возрастает вязкость воды и уменьшается ее подвижность, снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть - вода.

Природный газ и азот, закачиваемые вместе с СО2, ухудшают условия смешиваемости.

Метод нагнетания СО2 эффективно реализуется на месторождениях США и в настоящее время по уровню добычи нефти занимает третье место после метода закачки пара и поли­мерного заводнения. Причем 98 % добычи нефти этим методом прихо­дится на смешивающееся вытеснение нефти СО2 и только 2 % - на несмешивающееся вытеснение.

11

8

Основные технологии: непрерывное нагнетание СО2; нагнетание воды, насыщенной СО2 до 3-5 % (карбонизированное заводнение) (рис. 19) ; вытеснение отороч­кой СО2(размер оторочки 0,1-0,3 объема пор) (рис. 20); чередующиеся оторочки СО2 и воды для снижения языкообразования; цикли­ческая закачка углекислого газа и воды; совместное нагнета­ние СО2 и ПАВ.

Факторы, ограничивающие использование СО2 : снижение охвата пластов (по сравнению с обычным заводнением); неполная смешиваемость с нефтью, при этом в СО2 растворяются легкие УВ (тяжелые фракции нефти остаются в пласте); коррозия скважин; утилизация СО2; вы­падение осадков в пласте; трудности транспортирования и хра­нения больших объемов СО2; поглощение СО2 в пласте (до 70 % закачиваемого объема).

Главные проблемы при использовании ­ метода нагнетания СО2 связаны с наличием источников получения СО2 вблизи месторождения, с его транспортировкой, а также с отделением СО2 от нефти и его регенерацией

для последующей закачки.

11

9

Рис. 19. Схема вытеснения нефти карбонизированной водой:

1- нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - зона газа и воды; 4 - зона газа; 5 - зона газа и воды; 6 - зона газа; 7 - зона смешения; 8 - вал нефти; 9 - зона первоначаль­ного состояния пласта

12

0