Нагнетание пара совместно с растворителем

Можно рассмотреть вопрос о совокупном воздействии на вязкость нефти перегретого пара и растворителей — жидких углеводородных соединений. Этот метод особенно привлекателен при добыче очень вязкой нефти, когда невозможно получить необходимую вязкость только
термической обработкой. Использование растворителей позволяет также

создать связь между скважинами и повысить их приемистость и производителность.

К растворителям предъявляются следующие требования: они не должны осаждать асфальтены сырой нефти (этому условию удовлетворяют растворители, содержащие ароматические соединения) и обязаны эффек­тивно понижать ее вязкость. Ясно, что стоимость растворителей обусловливает их выбор. Эксперименты по нагнетанию пара совместно с растворителем проводились на традиционных физических или одномерных моделях. Они позволили определить доли пара и растворителя в смеси и дать в первом приближении оценку перспективности методики.

Пробное нагнетание в пласт растворителя перед паротепловой обработкой проводилось на некоторых скважинах калифорнийских место­рождений Керн Ривер и Мидвей Сансет. При этом было получено заметное увеличение производительности скважин, однако опубликованные данные не позволяют определить рентабельность подобного метода.

4.2.5.5. Использование добавок при нагнетании пара [82]

Для решения некоторых специфических задач (например, для стабилизации глинистого слоя и предотвращения его набухания) иногда в пласт вместе с паром подают некоторые химические добавки Многочисленные попытки применения данной методики предпринимались либо для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта в результате изменения межфазных параметров (нагнетание растворов щелочей, поверхностно-активных веществ), либо для улучшения очистки внутрипластового коллектора, изменяя отношения подвижности присутствующих в нем жидкостей (нагнетание полимерных и пенообразующих веществ). Необходимость обеспечения термической и химической стабильности таких веществ определяет область их применения — они могут быть использованы на таких месторождениях, где температура нагнетаемого пара достаточно низка. Это условие выполняется на месторождениях с малой глубиной залегания пластов и невысоким внутрипластовым давлением (штат Калифорния, США).

 

Изменение межфазных характеристик. В первых работах по нагнетанию в пласт совместно с паром химических добавок использовался Вили разбавленный раствор щелочи соответствующей концентрации, или растворе поверхностно-активного неионогенного вещества. Эффект такого комплексного теплового и химического воздействия основан на образовании водяной эмульсии нефти вследствие присутствия в нагнетаемом растворе К поверхностно-активных веществ или же благодаря воздействию щелочи на некоторые составляющие нефти, адсорбируемые в ряде случаев на стенках коллектора.

Применение данного метода при разработке месторождения битуми­нозного песка позволило добыть часть залегающего битума в виде нефтеводяных эмульсий с низкой вязкостью. Однако попытка одновременного нагнетания в пласт пара и щелочи на месторождении Керн Ривер не привела, как на то позволяли надеяться лабораторные исследования, к большому росту уровня добычи по сравнению с нагнетанием в пласт только водяного пара.

Некоторые авторы отмечают, что, судя по результатам лабораторных экспериментов, щелочь оказывает благоприятное действие при введении ее совместно с горячей водой и не оказывает никакого воздействия при введении ее совместно с паром. Неудачи работ, проведенных в промысловых условиях, могут быть отнесены, в частности, за счет недостаточного снижения межфазного натяжения, а также наличия физико- химических взаимодействий между используемыми веществами и коллектором. Так, лабораторные эксперименты показали, что породы, содержащие кремнезем, подвергаются воздействию нагретых щелочных растворов и что необходимо также учитывать адсорбцию. Ряд работ посвящен рассмотрению эффективности совместного нагнетания нагретых жидкостей и неионогенных поверхностно-активных веществ или только поверхностно-активных веществ. Однако, прежде чем применять данный метод на практике, необходимо провести:

во-первых, исследование химической стабильности вещества в тех

термодинамических условиях, в которых данное вещество планируется использовать;

во-вторых, исследование, позволяющее проверить, что с учетом растворения внутри одной из зон, в которых происходит перемещение жидкостей, будет существовать область, где температура, концентрация поверхностно-активных веществ и соленость раствора обеспечат очень низкое межфазное натяжение (обычно считают, что межфазное натяжение не должно превышать 10^-2 нМ/м).

В лабораторных экспериментах с таким ионным поверхностно-актив­ным веществом, как промышленный сульфонат, проводимых при темпе­ратурах, соответствующих стабильности используемого вещества (Т<180⁰С) последовательном нагнетании пара и раствора поверхностно-активного вещества было получено определенное увеличение нефтеотдачи (рис. 4.12)

 

Улучшение соотношения коэффициентов вязкости.

Отношение коэффициентов подвижности жидкостей при вытеснении нефти нагретой водой или паром таково, что дает возможность появления и развития неустойчивости даже в однородной среде. В свою очередь, как сила тяжести, так и неоднородность среды в равной степени оказывают неблагоприятное воздействие на эффективность вымывания нефти из пласта.

Для сглаживания таких неблагоприятных эффектов прибегали к ис­пользованию пенообразования, добавляя к нагнетаемому пару поверх­ностно-активные вещества и, в некоторых случаях, неконденсирующиеся газы (азот, метан и т.д.). При этом необходимо следить за способностью используемых веществ к пенообразованию при термодинамических условиях, сформировавшихся в пласте. Пенообразующие вещества были испробованы в течение нагнетания при паротепловом воздействии на пласт на месторождении Керн Ривер. Проводились и эксперименты по проталкиванию пробок из пенообразующих веществ, периодически вводимых в пласт через нагнетательные скважины. При этом наблюдалось улучшение в скважинах распределения пара по вертикали. Одна из модификаций метода заключается в комбинировании нагнетания пенообразующих веществ и полимерного геля. Цель подобной методики — ввести пенообразующее вещество как можно глубже в пласт до того, как произойдет образование стабильной пробки из пены.

Рис. 4.12. Влияние поверхностно-активных веществ на результаты вытеснения нефти паром: I — вода; II— пар; III— пар + поверхностно-активное вещество; IV — оптимальные условия.

Эксперименты проводились в цилиндрической трубке длиной 1,2 м. Использовалась пористая среда на основе двуокиси кремния (пористость ~ 36%). Рабочее давление 4 бар. Эталонные опыты: нагнетание воды (опыт №1) и нагнетание пара (опыт №2). Неоптимизированные эксперименты: нагнетание только одной порции поверхностно-активного вещества перед нагнетанием пара (опыт № 3) или при резком прекращении его подачи (опыт №4), нагнетание раствора поверхностно-активного вещества недостаточной I концентрации (опыт № 8). Оптимизированные эксперименты (опыты № 5-7): нагнетание раствора поверхностно-активного вещества оптимальной концентрации в ходе нагнетания пара (нагнетание отдельными порциями или непрерывная подача).

Действие пены приобретает более длительный характер, если в систему вводить неконденсирующийся газ; в промышленных условиях подобная работа проводилась на скважине, через которую в пласт непрерывно нагнетался пар.

Обработка пласта состояла в периодическом нагнетании сначала слабого раствора поверхностно-активного вещества, а затем небольшого
количества воздуха. Эта технология позволила поднять нефтедобычу и су­щественно снизить водонасыщенность извлекаемой водонефтяной смеси.

Отметим, наконец, что предложено нагнетать растворы полимеров или их гелей и для ограничения проникновения пара в слои со слишком высокой роницаемостью. Эта методика успешно прошла испытания на калифорнийских месторождениях, нефтеносные пласты которых обра­батываются водяным паром низкого давления, причем термическая и стабильность используемых веществ в данном случае была достаточно удовлетворительной. [82].

При всем обилии сочетаний теплового воздействия с другими методами комбинированные технологии систематизируются по следующим

признакам:

-увеличение охвата пласта тепловым воздействием;

- направленное усилие эффекта вытеснения нефти впереди теплового

фронта за счет физико-химических и других методов;

- воздействие на интенсивность окислительных процессов кислорода с нефтью, коллектором;

- нетрадиционное использование эффектов термохимического воздействия.

Методы термохимического воздействия на пласт позволяют создавать технологии, ориентированные на универсальность, технологичность, экологичность, надежность контроля и регулирования, безопасность и высокую экономичность.

Безотходные технологии предусматривают комплексное

использование сырья и энергетических ресурсов без ущерба для

окружающей среды. Основные принципы организации безотходной
технологии:

- разработка и внедрение новых технологических процессов, уменьшающих" количество отходов;

 

- создание методов и оборудования для переработки отходов в товарную продукцию, включая утилизацию отходов одного производства и применение их в качестве сырья для других производств;

-полное использование потребляемых топливно-энергетических ресурсов;

-внедрение бессточных водооборотных систем с очисткой воды. Промежуточной стадией в создании безотходных технологий являются малоотходные технологии, при которых часть исходного сырья переходит в отходы, которые по своим свойствам допускают возможность их длительного хранения, безвредного захоронения или уничтожения [85,86].

Парогазовое воздействие

Для повышения нефтеотдачи месторождений очень вязкой нефти предложено нагнетать совместно с паром метан (или природный газ), двуокись углерода, азот или воздух. В лабораторных условиях исследовался эффект подачи в пласт во время цикла паротеплового воздействия не­больших порций воздуха, метана или двуокиси углерода.

Рост извлечения нефти при нагнетании газа (при отношении газ—пар, равном 3,6 нм³/т приходился на момент, когда уровень добычи из данного месторождения становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана. Другие работы проводились при промывании пластов битуминозного песка смесью пара и газа. Здесь заранее для имитации соединяющего нагнетательные и добывающие скважины разлома внутри пласта был создан проницаемый слой, образованный гидрофильным песком. Наилучшие результаты в этих работах получены при нагнетании паровоздушной смеси [82] Тепловой метод воздействия на пласт, сочетающий совместное нагнетание теплоносителя и газа (N₂+CO₂), позволяющий улучшить вязкостное соотношение за счет уменьшения вязкости нефти при растворении в ней азота и углекислого газа при снижении расхода теплоно­сителя. Интенсивность снижения вязкости нефти повышается с добавлением к теплоносителю газа, т.к. с ростом температуры и давления количество растворенного в нефти топочного газа (как и азота в чистом виде) увеличивается. На эффективность парогазового воздействия, в отличие от паротеплового воздействия, влияют [87,88]:

- интенсивный перенос легких углеводородных фракций газовой составляющей;

- объемное расширение нефти за счет растворения СО₂ и N₂;

- возможность регулирования температурой начала конденсации.

Наиболее существенный рост коэффициента вытеснения наблюдается в области температуры до 150°С и давления 1,6 МПа, что объясняется резким изменением реологических свойств нефти.

 

 

Нагнетание дымовых газов одновременно с паром оказывает положи­
тельное влияние на коэффициент вытеснения нефти, а взаимная ра­створимость фаз способствует снижению вязкости нефти. Технология
особенно эффективна при тепловой обработке призабойной зоны про­дуктивных пластов с трещиноватым типом коллекторов и
высокопроницаемыми пропластками. Загущение теплоносителя

дисперсными частицами сажи и его дальнейшее нагнетание под высоким давлением в пласт способствует предупреждению прогрева теплоносителя. Экологически чистая технология позволяет повысить темп отбора жидкости из пласта и приводит к снижению парогазонефтяного фактора. Состав парогазового теплоносителя: Н₂0 - 75-50%, ССЬ - 5-12%, N₂ -20-38%. Вид топлива: легкая нефть, дизельное топливо, керосин. Смесь получают сжиганием в камере сгорания углеводородного горючего. Воздух подают в камеру в соотношении, обеспечивающим полное сгорание топлива. Температура образующегося газа достигает 1900-2200°С. Поэтому пока он находится под большим давлением в него впрыскивают воду, за счет чего образуется пар. Температура парогазовой смеси зависит от количества содержащейся воды и может меняться в широком диапазоне 200-4ОО°С.

Существуют разновидности парогазового воздействия: площадное и цик­лическое [84].

Суть технологии площадного воздействия парогазом на пласт заключается в том, что в нагнетательную скважину непрерывно закачивается парогаз в объеме содержащегося в нем пара (в переводе на конденсат), равном поровому объему элемента. После этого переходят на закачку холодной воды с целью проталкивания созданной тепловой оторочки. До начала площадной закачки парогаза необходимо произвести дренирование пласта путем обработки всех скважин методом циклического низкотемпературного окисления с использованием парогаза в качестве теплоносителя для прогрева пласта в первом цикле.

Суть технологии циклического воздействия парогазом на пласт заключается в прогреве призабойной зоны скважины парогазом, с последующей закачкой воздуха, с целью дальнейшего прогрева пласта за счет окислительных реакций кислорода воздуха с углеводородами пласта, выдержке скважины для термокапиллярной пропитки и отборе продукции фонтанным способом или с помощью насоса. По мере снижения дебита скважины и падения температуры в призабойной зоне закачка воздуха возобновляется и после выдержки скважины производится отбор продукции. Цикл: закачка - выдержка скважины - отбор продукции продолжается неоднократно до снижения дебита ниже предельного. Технология парогазового воздействия может реализоваться--при помощи мобильной парогазогенераторной установки, предназначенной для выработки комбинированного теплоносителя (парогазовой смеси) и закачки его в пласт. Парогазогенератор предназначен для работы на забое скважины, но может быть установлен и на устье [85].

Технологический блок мобильного парогазогенератора размещен в фургоне, установленном на шасси автомобиля высокой проходимости.

Запуск, контроль над работой установки, остановку ее в аварийных си­туациях обеспечивает система автоматизации.

Использование парогазогенераторных установок позволяет не только улучшить технологические показатели, но и существенно повлиять на эффективность процесса в целом, особенно при использовании его в забойном варианте, а именно:

- ликвидировать тепловые потери по стволу скважины, которые имеют место при транспортировке теплоносителя с поверхности на забой
скважины;

- увеличивать тепловой КПД парогазогенератора до 95-98%, тогда как у наземных парогенераторов он составляет 80-90%;

не требуется термостойкого устьевого оборудования и теплоизолированных труб;

- использовать их в сложных геолого-физических условиях
в районах с частичной или вечной мерзлотой;

- способствовать охране окружающей среды, так как продукты сгорания поступают непосредственно в пласт.

Процесс вытеснения нефти парогазовой смесью рассматривается как
низкотемпературная, неравновесная фильтрация многофазной

многокомпонентной системы, сопровождающаяся фазовыми переходами. К недостаткам парогаза можно отнести повышенное содержание в нем сажи и солей, которые могут кольматировать поровый объем пласта и отрица­тельно влиять на механизм воздействия и извлечение нефти. Однако для не­которых геологических условий (трещиноватый пласт, наличие высокопроницаемых пропластков и др.) парогаз оказывает положительное влияние по увеличению коэффициента охвата и нефтеотдачи путем выравнивания фронт вытеснения [85].