Методы повышения компонентоотдачи пластов

В области температур, характерных для внутрипластового горения в интервале 300-375°С, наблюдается разложение некоторых минералов гидрослюды и монтмориллонита (глинистый минерал, относящийся к подклассу слоистых силикатов) с поглощением тепла. Причем эндотермическое (поглащение тепла) разложение преобладает над экзотермическим (выделение тепла) при окислении нефти, что в значительной степени препятствует процессу самопроизвольного

возгорания нефти в пластовых условиях.

Сухое внутрипластовое горение (СВГ)

Это обычное внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания

закачивается только воздух.

81

Влажное внутрипластовое горение (ВВГ)

Это разновидность внутрипластового горения, позволяющего интенсифицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу, при котором в нагнетательные скважины после инициирования и создания устойчивого фронта горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар, увлекаемый потоком газа (воздуха), переносит теплоту в область, находящуюся впереди фронта горения.

Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха составляет примерно 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1:5) 10-3 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются геолого-физическими

и технологическими условиями осуществления процесса.	82

Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ)

Процесс

является

разновидностью

внутрипластового

горения,

осуществляемого в сочетании с заводнением. При СВВГ в нагнетательную скважину вместе с окислителем закачивается такое количество свободной воды, при котором выделяемое тепло не способно всю ее превратить в пар. В этом случае исчезает зона перегретого пара, и температура в зоне реакции существенно снижается.

Значение водовоздушного отношения, при котором процесс влажного горения может перейти в сверхвлажное, зависит от концентрации остаточного топлива. При максимальном значении водовоздушного отношения (ВВО) коэффициент использования кислорода резко снижается, диффузионный режим может перейти в кинетический, и тепловыделение может быть недостаточным для поддержания горения.

83

Противоточное горение представляет собой процесс, при котором воздух первоначально нагнетается в добывающую скважину с целью осуществления процесса горения. После продвижения фронта горения на определенное расстояние добывающую скважину пускают в эксплуатацию, а воздух для поддержания горения закачивают в нагнетательную скважину

(рис. 18).

Газы горения, пар и нефть, находящиеся в зоне горения, перемещаются через выжженную зону к эксплуатационной скважине. Нагнетаемый воздух и фронт горения движутся в противоположном направлении (навстречу друг другу). Этот процесс может быть использован для очень вязких нефтей и битумов с относительно низкой способностью реагировать с кислородом. Преимущество противоточного горения состоит в том, что углеводороды вместе с газами горения движутся через прогретые зоны пласта.

84

а, 6 -1 и II этапы соответственно		4 - нефтяной пласт, насыщенный воздухом
1	- нефтенасыщающий пласт	5 - выжженная зона, через которую
2 - зона горения		нефть и газы горения фильтруются
3	- выжженная зона	в добывающую скважину

Рис. 18. Схема процесса противоточного внутрипластового горения

85

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МУН

Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.– 688с.

86

Из всех третичных МУН наибольшее применение на месторождениях России нашли физико-химические методы. Это объясняется широким развитием заводнения в практике разработки месторождений.

В начале 1960-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.

87

Добавление к нагнетаемой воде ПАВ (или их композиций) с целью регулирования молекулярно-поверхностных свойств породы и

насыщающих ее флюидов получило название метода

нагнетания водных растворов ПАВ. Этот метод был

одним из пер­вых МУН пластов и испытывался с 50-х годов как в России, так и за рубежом. Однако удовлетворительные результаты не были достигнуты из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных растворов ПАВ. В настоящее время основное внимание уделяется созданию высоко­эффективных композиций высококонцентрированных ПАВ (5 - 10 %) и различных смесей химических реагентов с обязательно низким межфазным натяжением химического реагента и нефти.

88

ПАВ - это вещества с асимметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп. Причем полярные группы в основном являются гидрофильными и на границе раз­дела фаз нефть - вода погружаются в водную фазу, тогда как радикалы гидрофобны и ориентированы в сторону менее полярной фазы - нефтяной. Такая структура вещества и является при­чиной поверхностной активности (т.е. вещества, диффундируя через всю оторочку водного раствора, концентрируются на по­верхности раздела водной и нефтяной фаз, снижая тем самым поверхностное натяжение между нефтью и водой с 50 до 7 мН/м). Для доизвлечения остаточной нефти в некоторых слу­чаях необходимо использовать ПАВ, снижающие межфазное натяжение до 0,01 мН/м. При поступлении ПАВ в поровый объем, содержащий нефть, образуется эмульсия. Нефтеводяная эмульсия образуется, если ПАВ в основном водорастворимое, в противном случае образуется водонефтяная эмульсия (если ПАВ преимущественно нефтерастворимое).

89

Другим механизмом улучшения вытеснения нефти водным раствором ПАВ является адсорбция молекул ПАВ на стенках поровых каналов, что приводит к изменению характера смачиваемости породы.

Это происходит из-за образования более гидрофобной поверхностной пленки, чем первоначальная, а также диспергирования гетерогенных систем и стабилизации дисперсных систем. Диспергирование гетерогенных систем зависит от понижения поверхностного натяжения. Защитное действие пле­нок ПАВ характеризуется работой адсорбции по удержанию монослоя на поверхности раздела фаз. Стабилизация дисперсных систем определяется по максимальному числу стабилизированных частиц. Краевой угол смачивания увеличивется с 18 до 27°. При этом наблюдаются следующие процессы: смачивание по­верхности поровых каналов вытесняющей водой; уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть - вода; вытеснение нефти с поверхности поровых каналов; диспергирование нефти потоком воды (т.е. переход связанной с породой нефти в свободное

состояние). Все эти процессы приводят к уменьшению в 8-10 раз
натяжения смачивания.	90