ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Силы, действующие в залежи. Приток нефти, воды и газа к скважинам обуславливается: напором краевых вод, давлением газа в газовой шапке, энергией растворенного в нефти и воде газа, упругостью сжатых пород и жидкостей, гравитационной энергией. В зависимости от преобладающей силы режим работы залежи называют: водонапорный, газонапорный (шапки или растворенного газа), упругий, упруго-водонапорный, гравитационный, смешанный.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов сквозь пористую среду, на преодоление капиллярных и адгезионных сил. Гидравлическое сопротивление движению жидкости или газа пропорционально скорости потока и вязкости жидкости. В области водонефтяного контакта образуется смесь воды и нефти, а не четкая поверхность раздела. В капиллярных каналах жидкость разбивается на шарики и столбики и закупоривает поры пласта. Капля нефти стремится принять шарообразную форму. Такой механизм поведения несмешивающихся жидкостей создает дополнительное сопротивление движению фаз.

Поверхностные явления при фильтрации жидкостей. На закономерность фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела нефть-газ-вода, но и поверхностные явления. На границе нефть-порода возникает адсорбционный слой. Нефть за длительный период подвергается структурной и химической перестройке. В зоне контакта формируется твердая пленка из карбено-карбоидных продуктов превращения нефти. Скорость фильтрации с течением времени понижается в связи с фиксацией на поверхности породы компонентов нефти в результате действия адсорбционных сил, повышением содержания в нефти поверхностно-активных веществ. Понижение фильтрации может нарастать до полной закупорки поровых каналов. Этот негативный процесс может быть устранен повышением температуры нефти до 60 – 65 ⁰С и увеличением перепада давления. Происходит срыв возникших адсорбционно-сальватных слоев.

Снижение фильтрации может наблюдаться не только нефти, но и воды. Это связано с отклонением закона Дарси при описании реальных жидкостей с аномальными отклонениями. В воде могут образовываться квазикристаллические решетки коллоидных частиц или молекулярных пространственных структур. Вода является аномальной полярной жидкостью в связи с её молекулярным строением.

Электрокинетические явления. На фильтрацию так же влияют электрокинетические явления, обусловленные особенностью движения ионов в жидкостях. На границе раздела возникает двойной электрический слой. Жидкость скользит не по поверхности твердого тела, а на расстоянии обусловленном двойным электрическим слоем. При течении ионной жидкости возникает электрические поле. Если к пористой среде с неподвижной жидкостью приложить электрическое поле, то ионы придут в движение и увлекут за собою всю жидкость (электроосмос, электрофорез).

Дроссельный эффект. При прохождении через пористые среды вследствие адиабатического расширения газов наблюдаются термические эффекты, выделение и поглощение тепла. Расширение подвижных сред понижает их температуру, а сжатие – повышает.

Эффект расширения газового потока при его движении после сужения в каналах называется дросселированием. В пористой среде этот процесс незначительно влияет на температуру среды, так как снижение температуры за счет дроссельного эффекта компенсируется её увеличением за счет работы сил трения. Зато в скважине изменения температуры будут значительны (дроссельный эффект). Поступление газа сопровождается охлаждением приемной зоны скважины. Может возникнуть процесс образования газогидратов. Дроссельный эффект возникает не только при эксплуатации газовых скважин, но и при эксплуатации нефтяных скважин, так как в нефти содержится растворенный газ. На забое в связи со снижением давления будет происходить выделение из нефти газа. Остаточная вода и обводнение добываемой нефти будут способствовать в условиях низких температур образованию газогидратов.

 На забое при поступлении воды или нефти наблюдается разогрев работающего интервала скважины. За счет трения выделяется больше тепла, чем поглощается за счет расширения. Тепловая энергия выделяется и при работе электро-центробежных насосов (ЭЦН). Так по данным работы скважин Припятского прогиба за счет работы насоса ЭЦН температура жидкости повышается на 10-13 ^оС. Это приводит к сдвигу точки отложения асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) вверх по лифту на несколько сот метров и не наблюдается отложений (АСПО) в призабойной зоне.

Вытеснение из пласта нефти. Нефть и вытесняющий агент движутся одновременно в пористой среде. Но полного вытеснения нефти не происходит. Вытесняющая жидкость или газ имеют меньшую вязкость и неизбежно будут со временем опережать нефть. Эффективная проницаемость породы непрерывно увеличивается для воды в связи с увеличением ее водонасыщенности. Нефть будет не вытесняться, а увлекаться струей воды.

По длине пласта образуется несколько зон с различной водонасыщенностью (рис. 5.3). Этот процесс является суммой проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Ѕ _max водонасыщенность

Ѕ_ф                                                               условный контур

                                                       вытеснения          

  Ѕ _n

               1         11  111

    Рис.5.3. Изменение водонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой: 1- зона водонефтяной смеси, 11- переходная зона вымывания нефти, 111- зона чистой нефти

Водонасыщенность по длине пласта уменьшается от максимального значения, в зоне скважин нагнетания воды, до минимального значения водонасыщенности погребенной воды в зоне нефтяной залежи. В пласте можно выделить три зоны водонасыщенности. В первой зоне водонасыщенность плавно уменьшается до условного контура вытеснения. Здесь нефть постепенно вымывается. Вторая зона характеризуется резким уменьшением водонасыщенности до значений водонасыщенности остаточной воды. Третья зона – это зона движения чистой нефти.

Аналогичная зависимость образуется при вытеснении нефти газом с учетом различия вязкости воды и газа. Вытеснение нефти из пласта газом, выделяющимся из раствора, может происходить при газонасыщенности нефти не более 15 % от ее объема. При газонасыщенности нефти более 35 % двигаться в пласте будет только один газ.

При вытеснении нефти выделяющимся газом проявляются свои особенности. Свободный газ выделяется сначала у твердой поверхности. Объем газа растет в виде узких длинных цепочек в пористой среде. В малопроницаемой части среды появляются газовые ячейки, затем они вырастают в длинную структуру, достигающую мест высокой проницаемости. Процесс вытеснения нефти из пласта продолжается до образования сплошных газонасыщенных участков. С этого времени эффективность вытеснения нефти падает, малая вязкость газа позволяет ему перемещаться к скважине быстрее, чем нефти.

В залежах с отношением вязкости нефти и воды менее 3-4, безводный период эксплуатации нефти продолжительный. При соотношении вязкостей нефти и воды более четырех происходит быстрый рост обводнения. В связи с этим выделяют три периода эксплуатации залежи: фонтанная добыча, безводный период и водный период. Отбор нефти до обводнения может составлять 5-10% от суммарно добытой нефти за весь период эксплуатации залежи. Так для Припятского прогиба обводненность продукции составляет 70-80-90%.

НЕФТЕ- И ГАЗООТДАЧА ПЛАСТОВ

Нефтеотдача. Коэффициент нефтеотдачи пласта – разность между начальной и конечной, остаточной нефтенасыщенностью.

В пологих структурах с большими площадями контактов воды и нефти добыча и нефтеотдача в водный период более значительна и длительна, чем за безводный период.

Вытеснение нефти жидкостью, хорошо ее растворяющей, характеризуется высоким коэффициентом нефтеотдачи, близким к 95–100%. Вытеснение нефти водой может достигнуть нефтеотдачи 60–85%, газом из газовой шапки – 60–70%, газом из раствора – 15–30%.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от неоднородности строения пласта, физико-химических свойств нефти, литологии пород, скорости вытеснения. Остаточная нефть связана с условиями: капиллярного содержания нефти, нефти в пленочном состоянии на поверхности твердой фазы, наличием малопроницаемых участков и линз отделенных от пласта непроницаемыми перемычками. Макронеоднородное строение пластов одна из наиболее существенных причин неполной нефтеотдачи пласта, так как создаются зоны не промываемые водой и слабо дренируемые газом.

На нефтеотдачу большое влияние оказывают капиллярные силы. Однако изменение их подбором параметров вытесняющей жидкости не всегда приводит к однозначному результату. Нефтеотдача возрастает в гидрофобном (не смачиваемом) пласте с большими капиллярными силами с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта. При слабых капиллярных силах, низких значениях поверхностного натяжения и большой проницаемости пород скорость вытеснения нефти водой не влияет на величину нефтеотдачи. При вытеснении нефти собственной пластовой водой с нейтральной смачиваемостью нефтеотдача мало зависит от скорости нефтевытеснения. Нефтеотдача увеличивается при использовании щелочных и пресных вод в среде с малополярными нефтями.

При использовании для вытеснения нефти выделяющимся из смеси газом, нефтеотдача пластов растет, достигает максимума и начинает снижаться в связи с расходом энергии газа и повышением вязкости нефти по мере выделения газа. Чем выше вязкость нефти, тем меньше нефтеотдача. Следует учитывать и эффект усадки нефти с увеличением растворимости газа, что занижает нефтеотдачу пласта. Различие в вытеснении нефти водой и газом заключается в большей вязкости воды и лучшими моющими свойствами. Газ плохо вытесняет нефть с капиллярных каналов.

Отмечаются следующие формы существования остаточной нефти: капиллярно удерживаемая нефть, пленочная нефть на поверхности твердой фазы, нефть малопроницаемых участков плохо промытых водой, нефть в линзах с непроницаемыми перемычками, нефть, задерживаемая непроницаемыми или плохо проницаемыми экранами.

Газоотдача пластов-коллекторов. Коэффициент газоотдачи пластов- коллекторов значительно выше, чем нефтеотдачи. Газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, имеют небольшую вязкость (в 100 и более раз меньше нефти), обладают большой упругостью и соответственно энергией необходимой для фильтрации. Газоотдача газовых залежей достигает 50-97%. Газоотдача существенно зависит от остаточного давления в пласте в конечной стадии эксплуатации. Величина фактической газоотдачи так же зависит от пластового давления залежи. При высоком пластовом давлении газоотдача выше. Неоднородность пласта, низкая проницаемость, разрывы и экраны снижают газоотдачу до 70-80%. Заводнение газовых и газоконденсатных залежей -- эффективное средство поддержания высоких дебитов скважин и газоотдачи.

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

 Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить рациональной расстановкой скважин на залежи, с учетом геологического строения, регулированием процесса заводнения, воздействием на забой скважин. С целью увеличения дебита скважин, обеспечивают благоприятные условия воздействием на пласт, улучшением нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды, подогревом пласта паром или горячей водой, нагнетанием в пласт сжиженных газов, переводом части углеводородов в газовую фазу, вытеснением нефти специальными пенами, введением углекислоты в пласт (рис. 5.4, 5.5).

                                                                          Вязкость,СО₂,мкПас0                                                                                                                                                 ⁰С

                                                                                                          25 ⁰С

      Р,давление,МПа                              90

700

           кристаллическая                         70

500     фаза                 газ-жид-

                                          кость                                              50 ⁰С

300                            жидкость

                                С                               30

                                                                                                          100⁰С                                     газ            100                             газ                                                    давление, МПа

                                                                     10

       -80 -40 0 40  80 Т ⁰С         0   10   20  30              

   Рис. 5.4. Фазовая диаграмма углекислого газа

   Рис. 5.5. Зависимость вязкости углекислого газа от давления

 при разных температурах

Применяется электрическое, магнитное, ультразвуковое и вибрационное воздействие на пласт, внутрипластовое горение. Нагнетание в пласт пластовых вод увеличивает нефтеотдачу больше, чем нагнетание поверхностных.

Углекислый газ улучшает физико-химические и фильтрационные свойства и способствует увеличению нефтеотдачи пластовой системы. Вязкость нефти с растворенным в ней углекислым газом уменьшается. Этому способствует повышение температуры и давления.

При вытеснении значительно более вязких нефтей водой, закачиваемой в пласт при температуре, существенно не превышающей пластовую температуру, нефтеотдача до момента обводнения нефтя­ных скважин получается низкой. В последующем приходится добы­вать вместе с нефтью слишком большое количество воды, что ведет к увеличению затрат на разработку месторождения и не приводит к получению необходимой нефтеотдачи. Заводнение пластов, содержащих нефти повышенной вязкости (свыше 20—50 сПз), оказывается неэффективным еще и из-за того, что вода быстро проскальзывает по наиболее проницаемым слоям или трещинам, что также приводит к необходимости прокачки по пласту больших объемов воды, многократно превышающих объем извлекаемой нефти.

Вытеснение нефти горячей водой. Одним из наиболее эффективных способов разработки залежей нефтей повышенной вязкости является вытеснение их из пластов нагретой («горячей») водой, а также паром. Вытеснение нефти из пластов горячей водой отличается от вытеснения нефти холодной водой в первую очередь тем, что при закачке в пласт горячей воды или пара в нагретой области пласта уменьшается отношение вязкости нефти к вязкости воды, что способствует улучшению условий извлечения нефти из пласта. При этом с ростом температуры уменьшается вязкость не только нефти, но и воды, однако вязкость нефти уменьшается значительнее, чем вязкость воды.

Кроме понижения отношения вязкости нефти к вязкости воды, при закачке в пласт горячей воды или пара расплавляются смолы и асфальтены, частично покрывающие поверхность пород-коллекторов, и, следовательно, происходит гидрофилизация пласта, приводящая к повышению активности капиллярных сил, увеличению скорости капиллярной пропитки и более полному извлечению нефти из линз и блоков пород.

При соответствующих свойствах нефти, пластовом давлении, температуре закачиваемых в пласт горячей воды или пара происходит дистилляция нефти, т. е. выделение из нее более легких фракций и перенос этих фракций в газообразном состоянии в направлении вытеснения. Выделяющиеся из нефти при дистилляции легкие фракции конденсируются перед нагретой зоной, смешиваются с пластовой нефтью, разжижая ее.

Внутрипластовое горение. Промышленные эксперименты внутрипластового горения применительно к добыче нефти начали осуществляться в 30-х годах прошлого столетия. Этот метод воздействия на нефтяной пласт назвали «подземной газификацией нефти». В настоящее время в различных странах имеется определенный опыт применения внутрипластового горения в реальных пластах.

Для осуществления подземного горения в нефтенасыщенном пласте через скважины в пласт начинают нагнетать окислитель (обычно воздух). Нефть при этом частично вытесняется из пласта воздухом, однако воздух из-за его большей подвижности перемещается по пласту быстрее нефти и вскоре достигает эксплуатационных скважин. Таким образом, происходит соединение (сбойка) нагнетательных и эксплуатационных скважин. Одновременно с закачкой воздуха подогревают пласт вблизи забоя нагнетательной скважины каким-либо способом (при помощи электронагревателей, горелок, химическими методами и др.). Температура в скважине и на входе в пласт повышается, из-за чего возрастает интенсивность реакции окисления нефти. Одновременно под действием температуры происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их внутрь пласта в направлении движения воздуха. В результате этого вблизи скважины остается коксоподобный остаток нефти (кокс). Температура в скважине в результате подогрева и усиления реакции окисления нефти возрастает настолько, что начинается бурное окисление кокса, т. е. его горение.

Из-за теплопроводности и конвекции зона повышенной темпера­туры перемещается внутрь пласта. После выгорания кокса вблизи скважины начинается его горение в более удаленной зоне. Таким образом, зона горения постепенно перемещается в глубь пласта.

Выше было описано так называемое прямоточное горение. Известно также противоточное горение, когда зона горения движется от эксплуатационных скважин к нагнетательным, навстречу потоку окислителя. Метод внутрипластового горения, осуществляемый путем закачки в пласт только газообразного окислителя, получил в последнее время название «сухого» горения в отличие от «влажного» горения, при котором в пласт вместе с окислителем закачивается вода.

Согласно экспериментальным данным распределение температурных зон и насыщенности пористой среды флюидами в процессе сухого или обычного внутрипластового горения в однородном пласте в случае прямолинейного движения можно представить следующим образом. Впереди находится зона, в которой наблюдается возрастание температуры от пластовой в зоне горения. В этой зоне движутся нефть и продукты горения (азот, углекислота, вода), а также легкие фракции нефти, выделившиеся из нее до подхода зоны горения. Зона горения  является зоной бурных окислительных реакций. Экспериментальные данные показывают, что зона горения при сухом горении является узкой. Поэтому и вводят понятие о «фронте горения». Узость зоны горения объясняется сильной зависимостью скорости окислительной реакции между коксом и кислородом воздуха от температуры

 С ростом абсолютной температуры скорость окисления нефти и скорость выделения тепла резко возрастают и оказываются намного больше скорости перемещения зоны горения. Кислород воздуха, поступающий в зону горения, относительно быстро реагирует с остатком нефти, и возникает «фронт горения».

Вытеснение нефти из пласта растворителями. Для увеличения нефтеотдачи пластов применяют нагнетание в пласт растворителей: спиртов, бензола, жидкого пропана. Так как растворители достаточно дороги, то из них создается оторочка вокруг вытесняемой нефти. За оторочкой нагнетается более дешевый вытесняющий агент. Растворители растворяют нефть, новая смесь имеет более высокую подвижность, что способствует увеличению коэффициента извлечения. Нефтеотдача пластов приближается к 100%. При применении этой схемы вытеснения наблюдается отсутствие поверхности раздела между нефтью и вытесняющей жидкостью. Вследствие этого нет и капиллярных сил, удерживающих нефть. Эффективность процесса вытеснения зависит от параметров пласта, соотношения вязкостей нефти и вытесняющей жидкости, плотности нефти, степени однородности пласта и его длины, скорости вытеснения и других факторов.

С увеличением соотношения вязкости нефти и растворителя растет необходимый объем вытесняющей фазы для полного извлечения нефти, увеличивается длина зоны смеси. При использовании в качестве вытеснителя растворителя пропана, увеличивается давление в пласте и газ лучше смешивается с нефтью.

Большое влияние на эффективность процесса вытеснения оказывает состав нефти. Более эффективно вытесняются легкие нефти. При наличии в залежи свободного газа процесс вытеснения замедляется в связи со смешиванием вытесняющего газа со свободным и ухудшением качества вытесняющего газа. Снижение эффективности вытеснения наблюдается и при наличии в пористой среде воды, которая блокирует часть нефти и теряется контакт с жидким пропаном.

Применяют для вытеснения нефти и смешивающиеся с ней жидкости, но отличающиеся вязкостью.

Вопросы для самоконтроля к теме 5