Физико-химические основы применения нефтевытесняющих агентов

 

Основные факторы и эффекты воздействия на пласты, обусловливающие максимальное извлечение нефти, в настоящее время достаточно хорошо известны. Очевидно, что максимальная нефтеотдача в процессе разработки нефтяных месторождений требует проведения следующих мероприятий:

· введения в пласт энергии;

· снижения капиллярных сил за счет изменения смачиваемости и свойств нефти на контакте с другими фазами;

· увеличения эффективности вытеснения и охвата пласта при перемещении нагнетаемого рабочего агента с благоприятным соотношением вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей;

· блокирования прорывов вытесняющего агента к добывающим скважинам;

· физико-химического воздействия на ПЗП, обеспечивающего рост продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Современные технологии повышения нефтеотдачи в той или иной степени основаны на методике заводнения, впервые опробованной в США. Заводнение и в настоящее время остается наиболее распространенным методом разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, который находит применение практически в любых геолого-физических и технико-технологических условиях. Его совершенствование связано с решением проблемы равномерного распределения закачиваемой жидкости по разрезу и повышения коэффициента охвата залежи.

«Холодное» массированное заводнение приводит к увеличению добычи нефти в начальный период воздействия за счет интенсивного отбора жидкости, а затем к прогрессивному росту обводненности. Причина снижения эффективности этой технологии при длительном воздействии обусловлена анизотропией проницаемости пород коллектора, особенностями залегания пластов, их выклиниванием, что сужает фронт вытеснения из-за нарушения гидродинамической связи и способствует образованию застойных и тупиковых зон и стратиграфических ловушек, не дренируемых заводнением.

Более сложный тип остаточной нефти образуется в промытых водой интервалах продуктивного пласта за счет того, что по мере вытеснения происходит «отмыв» легких фракций, а взаимодействие нефти с закачиваемой водой приводит к изменению ее исходного химического состава и структуры, что ведет к повышению вязкости и градиента динамического напряжения сдвига. Образование нефти с аномальной вязкостью резко изменяет относительные фазовые проницаемости и уменьшает нефтевытесняющие свойства воды. Важной характеристикой оценки вытесняющих свойств воды является «фактор сопротивления»

,

где l_в и l_н – коэффициент подвижности (мобильности) воды и нефти соответственно.

Коэффициент подвижности (мобильности) характеризуется отношением проницаемости породы к вязкости жидкости l = k /m. Отношение коэффициентов подвижности различных сред при совместном течении в пласте определяет их индивидуальные объемные скорости течения. Характер вытеснения нефти приближается к поршневому, когда возможность прорыва вытесняющего агента к добывающим скважинам исключается, т.е. фактор сопротивления в каждом пропластке R _ф ³ 1.

Причинами низкого вытеснения нефти водой являются специфические гидрофобные взаимодействия на поверхности породы в присутствии воды. Увеличение доли гидрофобной поверхности в пористой среде повышает остаточную нефтенасыщенность. Это объясняется характером распределения жидкостей в пористой среде: в гидрофильной среде водяная фаза непрерывна, а в гидрофобной относительно мелкие поры остаются водоотталкивающими. Капиллярное давление, препятствующее вытеснению нефти водой, можно оценить по уравнению Лапласа

,

где р _в и р _н – гидростатическое давление в водном растворе и в нефти; r _в.н – кривизна мениска, разделяющая водную и нефтяную фазы; s – поверхностное натяжение.

Давление выпуклых и вогнутых менисков направлено противоположно к нефтевытесняющему потоку. В статическом состоянии противоположно направленное давление выпуклых и вогнутых менисков уравновешено. Однако под действием внешнего давления нефтевытесняющим потоком мениски деформируются и возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, так называемый эффект Жаменя:

,

где n – число менисков; и – кривизна выпуклых и вогнутых менисков соответственно.

По данным Брандера, Леферта, Тейбера и др., снижение остаточной нефтенасыщенности можно оценивать капиллярным числом

,

где v – линейная скорость потока; m_в – вязкость вытесняющего агента.

Для достижения эффективного вытеснения остаточной нефтенасыщенности необходимо, чтобы К_к ³ 1 × 10^–3, что возможно при значительном (до 1000 раз) снижении поверхностного натяжения s на границе раздела нефть – вода или увеличении вязкости вытесняющего агента m_в, либо скорости фильтрации. Особенно эффективно комплексное воздействие указанных факторов.

В капиллярах и порах крупного размера гидрофобной породы остаточная нефть удерживается силами адгезии в виде пленок на поверхности и не образует менисков.

Процесс удаления гидрофобной остаточной пленочной нефти можно оценить по уравнению Дюпре:

,

где А – работа, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор (капилляров); s – свободная поверхностная энергия на границе нефть – вытесняющий агент; s_а.п и s_н.п – поверхностное натяжение на границе агент – порода и нефть – порода соответственно.

Процессы увеличения нефтеотдачи достигаются различными, отличающимися друг от друга механизмами и методами воздействия на пласты. В их основе лежат следующие механизмы воздействия:

· использование упругих свойств породы и пластовых флюидов в сочетании с вытесняющими агентами, обеспечивающими межслойный по вертикали и по горизонтали массообмен;

· снижение энергии взаимодействия нефти с породой, снижение межфазных натяжений, повышение относительной фазовой проницаемости для нефти и охвата пласта вытеснением, регулирование вязкости и подвижности (мобильности) вытесняющего агента для повышения охвата пласта за счет снижения отношения подвижностей агента и нефти.

Современные технологии повышения нефтеизвлечения в той или иной степени базируются на применении или использовании заводнения. Условно их можно классифицировать на следующие основные группы:

· гидродинамические методы – изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений циклического заводнения, форсированный отбор жидкости;

· физико-химические методы – заводнение с использованием веществ с высоким химическим потенциалом для снижения гидрофобных процессов, и также активных реагентов для внутрипластового потокоотклоняющего и водоизолирующего осадкообразования для повышения охвата воздействием;

· волновые и тепловые методы – вытеснение нефти заводнением с воздействием сейсмоакустики и теплоносителей;

· газовые методы – водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом.

 

 

Гидродинамические методы

Повышения нефтеотдачи

 

Изменение направлений фильтрационных потоков. Технология метода состоит в изменении направления фильтрационных потоков за счет перераспределения отборов и закачки между скважинами. Закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, расположенные под углом до 90° и разрезающие залежь на блоки. Физическая основа метода заключается в том, что при переносе фронта вытеснения в пласте создаются изменяющиеся по направлению и величине градиенты гидродинамического давления, что способствует внедрению нагнетаемой воды в застойные зоны и вытеснению из них нефти в зоны интенсивного движения.

Циклическое заводнение. Технология применения метода состоит в периодическом изменении давлений (расходов) закачиваемой воды со сдвигом фаз колебаний по отдельным группам скважин при непрерывной или периодической добыче жидкости из добывающих скважин. Физическая сущность процесса заключается в том, что в результате нестационарного воздействия на пласты в них создаются волны повышения и понижения давления. В первой половине цикла в период повышения давления в малопроницаемые слои входит вода, сжимая в них нефть, а во второй половине цикла при снижении давления вода удерживается капиллярными силами, сохраняя высокое капиллярное давление, и нефть вытесняется из пор в сторону пониженного давления. Широкое применение получил активный метод циклирования, когда закачка воды в пласт в группе скважин прекращается на несколько суток или закачка чередуется по двум-трем группам скважин.

Для сохранения текущих темпов и полноты выработки нефтяных пластов на поздней стадии наиболее целесообразен чередующий режим работы нагнетательных и добывающих скважин, когда в период закачки воды в нагнетательные скважины добывающие останавливают, а затем отключают нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие, расходуя накопленную пластовую энергию. Это способствует росту давления в пласте в течение определенного времени и восполнению упругого запаса энергии. Чередующийся (импульсный) метод закачки и отбора жидкости позволяет более полно охватывать пласт воздействием, что способствует снижению обводненности, увеличению добычи нефти и нефтеотдаче пласта.

При разработке неоднородных пластов в режиме нестационарного заводнения наиболее эффективно циклическое заводнение в комплексе с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. Этот практически беззатратный метод получил широкое применение на промыслах Татарстана с высокой эффективностью выработки неоднородных нефтяных пластов в различных геологических условиях.

Применение высоких давлений нагнетания. В соответствии с законом Дарси условия повышения дебита добывающих скважин обеспечивается при увеличении перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин. Чем выше давление нагнетания, тем выше пластовое давление и соответственно больше дебит добывающих скважин. Это подтверждается элементарными расчетами. Дебит добывающей скважины определяется по обобщенному уравнению притока:

,

где – коэффициент продуктивности.

Приемистость нагнетательной скважины зависит не только от коэффициента приемистости (), но и от фактора сопротивления R _ф = l_в/l_н:

,

где р _с – давление в скважине за счет закачки.

При стационарном режиме фильтрации дебит жидкости из скважин по своему объему равен закачке воды в нагнетательные скважины (q _д = q _пр), отсюда

,

где m – число добывающих скважин, обслуживаемых одной нагнетательной.

Рациональные соотношения добывающих и нагнетательных скважин определяются по зависимости

.

При прочих равных условиях, чем меньше соотношение подвижности воды и нефти, тем выше вязкость нефти и тем большего пластового давления нужно достичь. Объясняется это тем, что для преодоления напряжения сдвига неньютоновских нефтей для разрушения структурных связей фильтрующейся среды требуется больший градиент давления. Повышение давления нагнетания способствует раскрытию трещин в пласте и увеличению проницаемости.

При низкой продуктивности нефтяных пластов повышать забойное давление нагнетательных скважин необходимо с учетом естественных ограничений – давления гидроразрыва пласта р _г.р. Забойное давление нагнетательных скважин должно ограничиваться условием р _з £ 0,95 р _г.р, так как гидроразрыв происходит преимущественно по более проницаемым слоям. При этом резко повышается коэффициент приемистости нагнетательной скважины, но увеличивается неравномерность вытеснения нефти водой и снижается доля нефти в суммарно возросшем отборе жидкости. Кроме того, при установившемся пластовом давлении, создаваемом нагнетанием воды, более высоком, чем первоначальное пластовое давление р _пл, может происходить отток нефти в законтурную водоносную область и потери там части извлекаемых запасов нефти. Для предотвращения оттока нефти следует создавать дополнительные экранирующие ряды добывающих скважин со стороны контура нефтеносности и снижать забойное давление на линии этих рядов до первоначального пластового.

Форсированный отбор жидкости. Условия применения метода в начале завершающей стадии разработки при обводненности продукции не меньше 80-85 % в устойчивых коллекторах при высокой продуктивности добывающих скважин. Технология проведения заключается в поэтапном снижении забойного давления добывающих скважин для увеличения их дебитов. Физико-гидродинами­ческие основы метода заключаются в создании высоких градиентов давления для вовлечения в разработку остаточных целиков нефти и застойных зон. Дебит жидкости необходимо задавать при условии роста дебита нефти; в противном случае в активную разработку будут включаться наиболее высокообводненные слои.

 

 

Физико-химические методы

 

При заводнении пластов с применением различных активных веществ в нефтенасыщенной породе происходят необратимые процессы, связанные с изменением скелета порового пространства, свойств нефти и вытесняющей жидкости, а именно:

· сорбция составных частей нефтевытесняющего агента на горной породе;

· взаимное растворение и диффузия нефти и нефтевытесняющих агентов;

· отрыв глобул нефти и их перенос вытесняющим потоком;

· сдвиговые деформации и механические изменения размеров пор пласта.