Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 [ 72 ] 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

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

Рост извлечошя нефл! при нагнетании газа (при отношении газ-пар, равном 3,6 нм/т) приходился на момент, когда уровень добычи из данного месторождошя становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана. Другие работы цроводипись при цромывании 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 [4.13]. Наилучшие результаты в этих работах получены при нагнетании паровоздушной смеси.

Влияние добавки в пар природного газа или воэдуха на эффективность паротеплового воздействия на пласт изучалось на установке „Мей" на месторождении Колд Лшк (Канада); результаты этих экспериментов неубедительны [4.100]. Паровоздушная смесь нагнеталась и в две скважины установки, работающей на месторождении Пзрис Вэлли (шт. Калифорния, США) [4.132]. Пол]Гченные при этом результаты пока не могут внести ясность в оценку эффективности добавления воздуха в нагнетаемый пар.

4.5.4. Нагнетание пара совместно с рвстворитвлям

Можно рассмотреть вопрос о совокупном воздействии на вязкость нефти neperpenvo 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 шяволяет также создать связь между скважинами и повысить их приемистость и производительность.

К растворителям предьявпяются следующие требования: они не должны осаждать асфальтшы сырой нефти (это .условие удовлетворяют растворители, содержащие ароматические соединения) и обязаны эффективно шжижать ее вязкость [4.133], [4.137]. Ясно, что стоимость растворителей обусловливает их выбор. Эксперимшты по нагнетанию пара совместно с растворителем проводились на традиционных физических [4.133] или одномерных моделях [4.137]. Они позволили определить доли пара и растворителя в смеси и дать в первом приближении оценку перспективности методики.

Пробное нагнетание в пласт растворителя перед паротепповой обработкой проводилось на некоторых скважинах калиф<фнийских место-роя9(ений Кврн Ривер и Мидвей Сансет [4.134]. При этом бьшо шшу-чено заметное увеличение производительности скважин, однако опубликованные данные не позволяют определить рентабельность подобного метода. 222

4.5.5. Использование добавок при нагнетании пара

Для ряпения некоторых специфических задач (например, для стабилизации глинистого слоя и предотвращения его набухания) иногда в пласт вместе с паром подают некоторые химические добавки [4.135]. Многочисленные пшытки применогая данной методики предпринима.-лись либо для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта в результате изменения межфазных параметров (нагнетание растворов щелочей, поверхностно-активных веществ), либо для улучшешш. очистки внутрипластового коллектора, изь(еняя отношения подвижности присутствующих в нем жидкостей (нагнетание полимерных и пенообразую-щих веществ). Необходимость обеспечения термической и химической стабильности таких веществ определяет область их применения - они ьюгут быть использованы на таких месторождениях, где температура нагнетаемого пара достаточно низка. Это условие выполняется на месторождениях с малой глубиной залегания пластов и невысоким внутри-пластовым давлением (шт. Калифорния, США).

Изменение межфазных характеристик. В первых работах по нагнетанию в пласт совмеспю с паром химических добавок использовался или разбавленный раствор щелочи соответствующей концентрации [4.136], или раствор поверхностно-активного неионогенного вещества [4.138]. Эффект такого комплексного теплового и химического воздействия основан на образовании водяной змульсии нефти вследствие присутствия в нагнетаемом растворе 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 залегянщего битума в виде неф-теводяных змульсии с низкой вязкостью [4.136]. Однако попытка одновременного нагнегания 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 [4.139].

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 (см. [4.140]). 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 [4.141] и что необходимо также учитывать адсорбцию [4.142].

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:

во41ервых, исследование химической стабильности вещества в тех термодинаьшческих 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.

В лабораторных экспериментах с таким ионным поверхностнохтив-ным веществом, как промьшшенный сульфся1ат, проводимых при температурах, соответствующих стабильности используемого вещества (Т < < 180 С), при последовательном нагнетании пара и раствора поверхностно-активного вещества было получено определенное увеличение нефтеотдачи [4.143] 0>ис. 4.49).

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 (см. раздел 3.S.3). В свою очередь, как сила тяжести, так и неоднородность среды в равной степени оказывают неблагоприятное воздействие на эффективность вымывания нефти иэ пласта.

Для сглаживания таких неблагоприятных эффектов прибегали к использованию пенообразования, добавляя к нагнетаемому пару поверхностно-активные вещества и, в некоторых случаях, нековденсирукяцие-ся газы (азот, метан и тд.) [4.144] - [4.146]. При этом необходимо следить за способностью используемых веществ к пенообразованию при термодинамических условиях, сформ1фовавшихся в пласте [4.147]. Прообразующие вещества были испробованы в течение нагнетания при паротепловом воздкствии на пласт на месторождении Керн Ривер [4.145]. Проводились и эксперименты по проталкиванию пробок иэ пе-нообраэующих веществ, периодически вводимых в пласт через нагнетательные скважины [4.148] и [4.149]. При зтом наблюдалось улучшение в скважинах раофеделения пара по вертикали. Одна из модификаций метода заключается в KOM6HHiqraBaHHH нагнетания пенообразующих веществ и полимерного геля. Цель подобной методики - ввести пенообра-эующее вещество как можно глубже в пласт до того, как произойдет о6разование стабильной цробки из пеаы [4.149].

Лабораторные исследования показали, что действие пеаы 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 [4.147].

обычно счигыог. что межфаэное натяжение не должно превышать 10" мН/м.