Химический способ добычи нефти

Как добывают нефть

Недавно прочитал сообщение, что мэр Москвы Сергей Собянин открыл Музей нефти на Сретенском бульваре. «В Москве нет нефтяных вышек, нефтяных месторождений, но у нас есть огромные отряды людей, которые двигают академическую науку, прикладную, образование, которое работает в значительной части на нефтяную отрасль страны, делая ее передовой», — подчеркнул на открытии мэр Москвы Сергей Собянин.

Молодец, Сергей Семёнович. И дело хорошее сделал – музей открыл, и слова хорошие сказал, вот только несмотря на то, что долгое время проработал на руководящих должностях в нефтедобывающих регионах, немного ошибся с терминологией. «Нефтяных вышек» нет не только в Москве, их нет нигде в мире. Есть буровые вышки (см. фото вверху), являющиеся частью буровых установок, а нефтяных нет. А что же тогда есть?

А вот о том, какими способами и с помощью какого оборудования добывают нефть в России и мире я и постараюсь максимально доступным языком рассказать и наглядно показать в своей статье. (На фотографии вверху — буровая площадка в окрестностях Нарьян-Мара. Снимок не очень качественный, поскольку сделан автором через иллюминатор вертолёта).

Начну с того, что нефть добывают из скважин. Скважина – это цилиндрическая горная выработка (отверстие в земле), незначительного диаметра и большой глубины, предназначенная для подъёма жидкости (вода, нефть) или газа на поверхность.

Диаметр нефтяных скважин, как правило, ступенчато уменьшается от устья (выход скважины на поверхность) до забоя (дно скважины). Диаметр скважин начинается от 40 мм и редко бывает больше 900 мм. Средняя глубина нефтедобывающих скважин в России 2500 м. В скважины спускают специальные трубы, называемые обсадными, чтобы предохранить стенки скважин от обрушения.

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин:

Длиной скважины называется расстояние между устьем и забоем, измеряемое по оси ствола. Глубиной является проекция длины скважины на её вертикальную ось. Для вертикальных скважин эти значения одинаковы, а вот для наклонно-направленных и горизонтальных – различаются.

Нефтяные скважины бурят как на суше, так и на море, но сегодня мы бурения касаться не будем, а перейдём сразу к способам добычи нефти или, как выражаются нефтедобытчики, к способам эксплуатации скважин.

В настоящее время применяются только два основных способа эксплуатации скважин:

• фонтанный (когда нефть извлекается из скважины самоизливом) и
• механизированный (который, в свою очередь, подразделяется на газлифтный и насосный).

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин, в первую очередь, зависит от величины пластового давления и глубины залегания продуктивного (т.е. нефтеносного) пласта. Кроме того, на выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти, степень её обводненности (т.е. % содержания воды), напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.

Фонтанный способ добычи нефти

Данный способ применяется при высоком пластовом давлении. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет энергии пласта. Фонтанирование может происходить за счёт гидростатического напора (очень редко) или за счет энергии расширяющегося газа (в большинстве случаев, поскольку находящийся вместе с нефтью в пласте газ играет главную роль в фонтанировании скважины).

К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем, что не требует применения дорогостоящего нефтедобывающего оборудования, позволяя тем самым сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании.

Оборудование любой скважины, включая фонтанную, должно обеспечивать добычу продукции в заданном режиме и безопасное проведение всех необходимых технологических операций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (наземное).
Для фонтанного способа добычи нефти требуется технологически простое наземное и подземное оборудование.

Из подземного оборудования в скважину спускают НКТ с воронкой на конце для удобства спуска-подъёма исследовательских приборов. Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб длиной 5 – 10 м, соединённых между собой резьбовыми муфтами. Диаметр НКТ варьируется от 27 мм до 114 мм, толщина стенки от 3 мм до 7 мм. НКТ – основной рабочий инструмент при эксплуатации скважин. Эксплуатационная обсадная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья, и больше не поднимается на поверхность, поэтому все подземные операции выполняются с помощью НКТ: подъём скважинной жидкости на поверхность, ремонтные и промывочные работы и т.д.

В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура (ФА). ФА предназначена для подвески колонны НКТ, герметизации межтрубного (затрубного) пространства, для эксплуатации, регулирования режима работы и ремонта скважины, а также для направления продукции скважины в выкидную линию (т.е. трубу по которой нефть поступает из скважины к замерной установке).

Обслуживают скважины операторы добычи нефти и газа

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа и, в принципе, мало чем от него отличается. При его использовании нефть поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья. На этот способ переходят тогда, когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, поэтому её подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа.

Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.

Несмотря на то, что данный способ отличает простота обслуживания скважин, и он максимально удобен для подъема больших объемов нефти с высоким содержанием газа, он становится всё менее востребованным из-за того, что требует больших затрат на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления. В настоящее время газлифтным способом добывается не более 5% нефти в России.

В этом ролике (4 минуты) от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показаны технологии, применяемые при газлифтной добыче нефти:

Насосные способы добычи нефти

К насосным способам механизированной добычи нефти относят, как несложно догадаться, добычу нефти при помощи различных видов насосных установок. Обратите внимание, что речь идёт именно об «установках», поскольку кроме, собственно, насоса необходимо и другое погружное (т.е. монтируемое в скважине) и наземное оборудование.

В настоящее время для добычи нефти применяются различные скважинные насосные установки:

1. установка штангового глубинного насоса (УШГН) или скважинная штанговая насосная установка (СШНУ)
2. установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
3. установка электроприводного винтового насоса (УЭВН)
4. установка электроприводного лопастного насоса (УЭЛН)
5. различные виды скважинных гидропоршневых насосных установок (ГПНА):

• струйные
• гидроимпульсные
• турбонасосные
• вибрационные.

В рамках данной статьи мы рассмотрим только первые три, как самые распространённые.

Добыча нефти при помощи установки штангового глубинного насоса (УШГН)

Да, да, да. Это именно та самая, всем известная «качалка», фотографию которой наиболее часто используют, когда говорят о нефтедобыче. Это обусловлено, с одной стороны, тем, что УШГН – самый старый и наиболее распространенный в мире вид механизированной эксплуатации нефтяных скважин, а, с другой стороны, тем, что это наиболее «фактурное» нефтедобывающее оборудование.

Для понимания распространённости. Во всем мире сейчас находится в эксплуатации около 2 миллионов нефтяных скважин. УШГН оснащены примерно 750 000 из более чем 1 миллиона скважин, где применяют тот или иной способ механизированной добычи.

УШГН действует по принципу поршневого устройства: при помощи возвратно-поступательных движений наземного привода через колонну насосных штанг глубинный насос поднимает нефть к поверхности. Станок-качалка приводится в движение при помощи электрического двигателя через клиноременную передачу. Также применяются и другие типы приводов для ШГН: цепной привод, гидравлический привод, длинноходовой привод, но назначение у всех одно – привести в движение колонну штанг, обеспечив работу глубинного насоса.

Из всех просмотренных мной на youtube роликов про принцип работы УШГН (на русском языке), именно этот показался мне наиболее предпочтительным с точки зрения доступности, полноты изложения, визуализации и длительности (5 минут):

Добыча нефти при помощи установки электрического центробежного насоса (УЭЦН)

На фотографии вверху видна фонтанная арматура скважины, оснащённой УЭЦН. Сначала объясню, для чего нужны УЭЦН, если есть «качалки». Дело в том, что у УШГН (СШНУ) есть много недостатков, которых лишены УЭЦН, а именно:

• невозможность эксплуатации высокодебитных скважин, т.е. скважин, дающих большие объёмы нефти;
• низкая эффективность добычи нефти с большим содержанием воды;
• громоздкое и металлоёмкое наземное оборудование;
• высокая вероятность обрыва насосных штанг (особенно в наклонных и горизонтальных скважинах).

По статистике, доля скважин в России, оборудованных УШГН,— 34%. На УЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью УЭЦН, что говорит о большей эффективности именно этого способа.

Основные компоненты УЭЦН:

• электроцентробежный насос (ЭЦН)
• погружной электродвигатель
• гидрозащита (протектор)
• газосепаратор (опционально)
• кабельная линия
• наземная станция управления (СУ)

Погружной электроцентробежный насос внешне ничем не отличается от трубы, но внутренняя полость такой трубы (т.е. корпуса насоса) содержит большое количество сложных в изготовлении деталей. (См. рисунок ниже. Изображение взято с сайта компании «Новомет»)

ЭЦН приводится в действие с помощью электродвигателя, расположенного в скважине (поэтому он и называется «погружным»). Подвод электроэнергии к нему осуществляется по погружному бронированному кабелю. Электродвигатель может быть асинхронным (магнитное поле создается статором двигателя) или вентильным (магнитное поле создается постоянными магнитами, находящимися в роторе двигателя), который имеет более высокий КПД. Управление погружной установкой производится через станцию управления (СУ). Применяются СУ прямого пуска, а также СУ с возможностью регулирования частоты вращения погружного электродвигателя.

В этом кратком (1 минута) ролике от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показан принцип работы УЭЦН:

Для вашего удобства, привожу перевод терминов, использованных в ролике:

Electric Submersible Pumping System — установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
Motor — погружной электродвигатель
Seal — гидрозащита
Gas Separator — газосепаратор
Submersible Pump – погружной электроцентробежный насос (ЭЦН)
Gas — газ
Oil – нефть

Добыча нефти при помощи установки электроприводного винтового насоса (УЭВН)

Винтовой насос – это насос объёмного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта. При вращении винт (ротор) и его обойма (статор) образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приёма насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Существует два варианта применения винтовых насосов для добычи нефти.
При первом (как на картинке вверху), который получил наибольшее распространение, электродвигатель и редуктор монтируются на устье скважины и связаны между собой ременной передачей. Обойма винтового насоса спускается в скважину на НКТ, а винт крепится к штангам, которые вращаются электродвигателем через редуктор.

При втором варианте (набирает популярность), схема установки УЭВН аналогична УЭЦН, т.е. винтовой насос приводится в действие погружным электродвигателем, который передаёт крутящий момент напрямую на вал винтового насоса через протектор. Благодаря приводу от погружного электродвигателя, в такой установке не применяются насосные штанги и редуктор, являющийся самым ненадёжным и дорогостоящим компонентом традиционной УЭВН.

УЭВН применяются, главным образом, в скважинах с высоковязкой нефтью.

В этом ролике от компании Weatherford «Progressing Cavity Pumping System» показан принцип работы УЭВН (достаточно посмотреть первые 2 мин.):

Источник

XIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум — 2021

Химические методы интенсификации добычи нефти.

С каждым годом все больше и больше растёт потребление нефтепродуктов. Уже сложно нашу жизнь представить без нефти. Но эффективность извлечения из нефтеносных пластов нефти современными промышленными методами, которые уже освоены на сегодняшний день считается неудовлетворительной. По различным странам и регионам средняя конечная нефтеотдача пластов составляет от 25 до 40%. Что является весьма низким показателем.

Остаток запасов нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (Рис. 1).

Рисунок 1- Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти

Поэтому актуальной задачей человечества является создание и применение новых технологий нефтедобычи, которые смогут позволить увеличить нефтеотдачу на тех пластах, на которых уже известные традиционные методы не позволяют извлечь остаточные запасы нефти.

Существует множество методов увеличения нефтеотдачи.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи

По типу рабочих агентов методы можно классифицировать таким образом:

1. Тепловые методы — методы повышения функционирования установок, которые основываются на увеличении температуры искусственным образом за счет прогрева происходит разжижение сырья

2. Газовые методы — технология нагнетания природного или нефтяного газа.

3. Химические методы — технология заключается в использовании химических реагентов с целью повышения нефтеотмывающей способности воды.

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти кислотами;

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

4. Гидродинамические методы — используются капиллярные и гидродинамические силы.

5. Группа комбинированных методов.

Чаще всего используется комбинированный метод воздействия.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются тепловые и гидродинамические методы, физико-химические методы и гидродинамические, физико-химические и тепловые методы и так далее.

6. Физические методы увеличения дебита скважин.

Также выделяют физические методы увеличения дебита скважин. Нельзя их объединять с другими методами. Физические методы также чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а всего-то приводят к временному увеличению добычи, то есть повышают текущую нефтеотдачу пласта.

Рисунок 2 – Пределы применимости различных методов увеличения нефтеотдачи

Их применяют для дополнительного извлечения нефти их уже очень истощенных и заводненных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью

Объектами применения данных методов являются залежи с низкой соленостью воды, с низкой вязкостью нефти (не более 10 МПа*с), с низкой проницаемостью.

Заводнение с использованием химических реагентов.

Эта группа методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02—0,2%. Растворы нагнетаются в объеме 10—30% от общего объема пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. После этого оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и обычное заводнение. Благодаря им можно существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до 50—60 мПа с), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Благодаря применение методов в начальных стадиях разработки можно ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3—10%.

Одним из самых допустимых для этого процесса является раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость, а как следствие значит уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: .Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения) и улучшает вытесняющие свойства воды. А значит ведет к более полному вовлечению объема залежи в разработку.

При взаимодействии полиакриламида с альдегидами в водных растворах (20 °С, рН 8 – 10) или в неводной среде происходит метилолирование:

–CONH2 + C2H4О → –CONHCH2–СН2–ОН

Метод рекомендуется использовать для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа*с. Если учитывать возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм 2 . Благоприятны к использованию залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Но, как и любой метод он имеет свои недостатки, из-за которых его нельзя применять на практике. Один из этих недостатков – это то, что быстро снижается продуктивность нагнетательных скважин вследствие стремительного и резкого роста вязкости, которую не всегда можно компенсировать повышением давления нагнетания из-за деструкции молекул полимера. Это, пожалуй, самый главный недостаток. В водном растворе полимерные молекулы под действием разных факторов могут необратимо разрушаться из-за их деструкции. Что ведет к уменьшению молекулярной массе, а в следствие и уменьшает загущающую способность, которая является основой эффективности его применения в качестве вытесняющего агента.

Рисунок 3 – Схема приготовления и дозирования полиакриламида.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

В этом методе, вытесняющим агентом является мицеллярный раствор, который нагнетают в пласт (в объеме около 10 %).

В состав мицеллярного раствора входят: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, которая состоит из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Благодаря этому методу можно достигнуть очень близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Но механизм процесса до конца не изучен и находится в стадии изучения.

Этот метод как правило используют для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов . Чтобы использовать мицеллярные растворы нужно выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). Также они должны быть относительно однородные и не должны содержать карбонатный цемента. Эти требования связаны с тем, что при движении раствора по неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться структура раствора. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм 2 . Остаточная насыщенность нефти пласта технологически не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа*с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Из-за неблагоприятного влияния солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Рисунок 3 – Полимерное заводнение

3. Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относится метод, использующий средства, улучшающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняющие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды является одним из самых простых методов. К этим средствам можно отнести водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи.

Одним из первых мероприятий, которое было направлено на повышение эффективности заводнения было – добавление поверхностно-активных веществ в небольших дозах к воде, нагнетаемой в пласты. Этот способ изучается с 50-х годов.

Растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10 самые применяемые. Исходя из эксплуатационных данных, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды. Благодаря этому снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, улучшается вытеснение ее водой, увеличивается подвижность нефти и а также уменьшается краевой угол смачивания и т.д. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и что позволяет лучше вытесняет нефть.

Метод используется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм 2 , температуре пласта до 70 °С.

Более высокую эффективность вытеснения нефти водным раствором ПАВ можно объяснить тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти из микрооднородной пористой среды, но этого недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

Рисунок 4 – Заводнение с ПАВ в нефтедобычи

4. Вытеснение нефти кислотными и щелочными растворами

4.1. Заводнение при помощи щёлочи

Щелочное заводнение — это закачивание в пласт растворы реагентов, которые имеют щелочную реакцию. К таким наиболее применяемым реагентам, относят углекислый натрий — Na2CО3, гидроксид натрия – NaOH, гидроксид аммония — NH4OH, фосфорнокислый натрий — Na3РО4

Щелочное заводнение показало себя как технико-экономически эффективный метод повышения нефтеотдачи во многих промысловых испытаниях. Поэтому работы были направлены на повышение эффективности щелочного заводнения. Для этого данный метод проводили совместно с другими, что провело к образованию щелочно-полимерного, ПАВ-щелочного и ПАВ-полимерно-щелочного заводнения
Метод щелочного заводнения заключается в том, что в результате реакции взаимодействия кислотных компонентов нефти со щелочами образуются поверхностно-активные вещества, которые адсорбируясь на поверхности нефти со щелочным раствором и на поверхности породы, снижают поверхностное натяжение и изменяют смачиваемость коллектора. Использование щелочных растворов — один из наиболее эффективных методов уменьшения угла смачивания породы водой, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

При взаимодействии щелочных растворов с породой пласта происходят сложные физико-химические процессы, которые сопровождаются потерями щелочи.

Расход щёлочь в пласте:

С(t) = C0 — ΔC1 — ΔC2 — ΔC3 — ΔC4

С(t) (C0 — соответственно текущая концентрация раствора щелочи в элементе пласта и начальная закачиваемая концентрация щелочи в растворе.

ΔC1- расход щелочи на взаимодействие с кислотными компонентами нефти, т.е. расход щелочи на получение ПАВ в пластовых условиях.

ΔC2 — расход щелочи на взаимодействие с солями жесткости в пластовой воде (в том числе и связанной).

ΔC3 — расход щелочи на ионный обмен с породой пласта.

ΔC4 — расход щелочи на растворение силикатов в песчанике пласта.

В состав щелочных растворов входят гидроксид натрия (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), которые растворены в воде. При небольших объёмах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.

При циклической закачке раствора щёлочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, свойств пластовой воды и нефти, состава и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, которые способны образовывать осадки, нерастворимые в воде, при взаимодействии со щелочами. Как правило, это растворы хлористого магния или кальция, а также силиката натрия. Осадкообразование уменьшает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, в которые поступила наибольшая часть нагнетаемой воды, тем самым, предупреждая ее прорыв.

Рисунок 6 – Зоны вытеснения из пласта растворами щелочи

1 зона. В окрестности добывающих скважин происходит фильтрация только активной нефти с начальным содержанием кислотных компонентов.

2 зона. Активная нефть фильтруется с начальным содержанием кислотных компонентов и смесь закачиваемой и пластовой вод. Пластовая вода частично обеднена солями жесткости.

3 зона. Фильтруются нефть, пластовая и закачиваемая воды и раствор щелочи. Активная нефть взаимодействует со щелочью с образованием ПАВ в самом пласте.

4 зона. В этой зоне фильтруются неактивная нефть, опресненная вода и раствор щелочи. Продолжаются растворение силикатов породы пласта.

5 зона. Здесь фильтруются неактивная нефть и пресная вода.

6 зона. Происходит фильтрация закачиваемой пресной воды, как проталкивающего агента оторочки раствора щелочи.

Одной из модификаций метода является силикатно-щелочное заводнение и закачка аммиачной воды, которые базируются на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего увеличивается охват пласта из-за вытеснения. Щелочное заводнение даёт возможность повысить коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.

Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не являются сложными процессами. Продвижение щелочной оторочки по пласту необходимо регулировать с помощью режима работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и смена направления потоков жидкости). Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязкой нефти может не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами.

Основными недостатками данного метода являются слишком жесткие критерии применимости его по активности нефти. Также метод не применяется в случае минерализации закачиваемой и пластовой воды и большого содержания глин в породе.

Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и уменьшению эффективности вытеснения нефти, в сопоставлении с обычной водой, вплоть до нуля.

Лабораторные исследования не предоставляют возможности моделировать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте. В пластах, которые содержат гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в оборудовании, призабойных зонах, скважинах.

4.2. Сернокислотное заводнение

В основе применения концентрированной серной кислоты для увеличения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие данного реагента на минералы скелета пласта и на нефть и погребенную воду, содержащиеся в нем.

Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти приводит к образованию сульфокислот в количестве 5 — 7% от массы нефти, являющиеся анионами ПАВ и благоприятствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта. На основе данных по лабораторным экспериментам, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения повышается на 13 — 15% в сравнении с обычным заводнением. Такая высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефти ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, которые составляют минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой и направляют последующие порции воды в поры, которые заполнены нефтью. Это приводит к увеличению охвата пласта вытеснением. Также, были найдены другие эффекты, которые улучшают вытеснение нефти при сернокислотном воздействии, такие как разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла. Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0,5% -ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к повышению их проницаемости, что обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения.

Стоит заметить, что при взаимодействии концентрированной серной кислоты с карбонатами породы происходит образование углекислоты в количестве 400 кг/т.

СаСО₃ + Н ₂SО₄ = СаSО₄ + Н₂СО₃

По расчетам мы можем увидеть, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), обусловливающая возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного увеличения коэффициентов вытеснения и охвата.

На 1 т кислоты добывается 30 — 50 т нефти дополнительно, а приемистость водонагнетательных скважин увеличивается на 60 — 70%. Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96%, либо алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85% (сернокислотный отход производства высооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, которая продвигается по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают ёмкости (500-2000 м3) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После чего скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

4.3. Заводнение с углекислотой

Метод базируется на том, что диоксид углерода (СО₂), способствует увеличению объёма нефти и уменьшает вязкость, растворяясь в ней, с другой стороны, когда он растворяется в воде, повышает её вязкость. Вследствие чего, растворение СО₂ в нефти и воде приводит к выравниванию подвижности нефти (k / µ.н) и воды (k / µв), тем самым создаются предпосылки к получению наиболее высокой нефтеотдачи, как за счет повышения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Растворимость СО₂ в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. С ростом минерализации воды растворимость СО₂ в ней снижается. При растворении в воде двуокиси углерода её вязкость немного увеличивается, однако это увеличение не особо значительно. Образующаяся угольная кислота HСО2 при растворении СО₂ в воде, растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и увеличивает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода уменьшается набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, таким образом она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким и вытеснение начинает приближаться к смешивающемуся.

Двуокись углерода в воде способствует размыву и отмыву пленочной нефти, которая покрывает зёрна породы, и снижает возможность разрыва водной пленки. Таким образом, капли нефти свободно перемещаются в поровых каналах при небольшом межфазном натяжении, и фазовая проницаемость нефти возрастает.

Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО₂ особенно вносит большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, которые содержат нефть с малой вязкостью. При вытеснении высоковязкой нефти главный фактор, который способствует повышению коэффициент вытеснения, — это уменьшение вязкости нефти при растворении СО₂ в ней.

Основное условие технологии вытеснения нефти СО₂ — его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО₂ (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет её, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО₂ большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО₂ в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствуют смесимости нефти и СО₂.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой расход для ощутимого повышения нефтеотдачи. Из-за значительной разницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и большое уменьшение охвата по сравнению с заводнением. Вследствие чего, эффект повышения вытеснения нефти СО₂, за счет снижения охвата вытеснением, может быть меньше потерь в нефтеотдаче. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и увеличения коэффициента охвата, применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением.

Диоксид углерода могут поддавать в пласт по следующим технологическим схемам:

— в виде водного раствора заданной концентрации — карбонизированная вода;

— разовой оторочки реагента, которая продвигается по пласту карбонизированной или обычной водой;

— чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по пласту закачиваемой водой.

Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, переходящий в нефть. Далее нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что значительно уменьшает эффективность процесса. При создании разовой оторочки СО₂ с проталкиванием её водой в связи с тем, что жидкий СО₂ обладает небольшой вязкостью, наблюдается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой СО₂ и воды создается несколько чередующихся оторочек. Растворение углекислоты в нефти и воде уменьшает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Вследствие этого наиболее предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды.

Реакция преобразования углекислоты в бикарбонат ион:

Уравнение реакции растворения в воде твердого карбоната кальция (CaCO3) при использовании угольной кислоты, поступающей в воду из воздуха, от различных процессов окисления органического углерода, либо от геологических процессов:

Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти с помощью СО₂ заключается в уменьшении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости его с нефтью. Уменьшить снижение охвата пластов вытеснением можно следующими способами — улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изоляцией определённых интервалов пластов для выравнивания продвижения СО₂, циклическим воздействием на пласты, соответствующим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др.

Ещё одним недостатком метода, следует считать то, что СО₂ при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, затем уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в дальнейшем будет труднее, потому что они становятся менее подвижными и, может быть, выпадают на поверхность пор, изменяя при этом смачиваемость среды.

К самым сложным проблемам, которые возникают при использовании СО₂ для повышения нефтеотдачи пластов, относятся вероятность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыслового оборудования, а также необходимость утилизации СО₂ — удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и повторной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО₂ (без влаги) в отношении коррозии не опасен. Однако, стоит заметить, что при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным.

Сложной технической проблемой является транспорт жидкой СО₂, распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки и т. д.

При эксплуатировании совместно с СО₂ воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпадения солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных трубах, поверхностном оборудовании и пр.

Существенным недостатком, который ограничивает внедрение метода, является относительно большое поглощение СО₂ пластом — потери достигают 60 — 75% от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО₂ в тупиковых порах и застойных зонах. Данные условия приводят к значительному удельному расходу СО₂ на тонну дополнительно добытой нефти.

Из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов использование СО₂ более универсально и перспективно.

5. Микробиологическое воздействие

Микробиологическое воздействие – это технологии, базирующиеся на биологических процессах, в которых используются микробные объекты.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи вызывают интерес своей повышенной эффективностью и безопасностью для окружающей среды. В отличие от химических реагентов, которые теряют активность из-за разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы обладают способностью развиваться самостоятельно, т. е. несут в себе умение к размножению и усилению биохимической активности в зависимости от того, в каких физико-химических условиях среды это происходит.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи развиваются в двух направлениях: первое — это получение продуктов микробиологического синтеза, которые увеличивают подвижность нефти, и нагнетание их в нефтяной пласт, в наземных условиях, а второе — это развитие микробиологических процессов именно в условиях нефтяного пласта, где основной задачей является получения метаболитов, которые благоприятствуют вытеснению нефти из коллектора. Смысл данных методов содержится в усовершенствовании нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды благодаря микробным метаболитам: биоПАВ, полисахариды, растворители и др. соединения. Механизм воздействия такого метода базируется на изменении реологических свойств нефтей, коллекторских свойств пород, очистке их от асфальто-смолопарафиновых отложений.

Микроорганизмы оказывают влияние на вытеснение нефти следующим образом:

1 — образование кислот, которые увеличивают пористость и проницаемость и растворяют вмещающие породы;

2 — образование газа, которое приводит к снижению вязкости нефти и повышению пластового давления;

3 — образование растворителей, которые напрямую участвуют в извлечении нефти или в качестве сурфактантов, снижающих межфазное натяжение и увеличивающих подвижность нефти;

4 — образование биоПАВ, биополимеров и других различных соединений, эмульгирующих нефть, которые снижают её вязкость и межфазное натяжение на границе нефть-вода;

5 — образование микробной биомассы, вызывающей эмульгирование нефти, которая способствует изменению смачиваемости пород.

Преимущества микробиологического метода увеличения нефтеотдачи:

— повышение производительности нефтяных месторождений;

— увеличение суммарной добычи нефти и срока эффективной эксплуатации скважин и месторождений;

— уменьшение содержания воды в пластовой жидкости;

— повышение вязкости пластовой воды за счет биомассы и растворимых биополимеров, продуктов жизнедеятельности микроорганизмов;

— уменьшение содержания сероводорода в нефтяных и газовых скважинах и месторождениях, уменьшается его отрицательное воздействие на оборудование;

— уменьшение времени простоя оборудования.

При реализации микробиологического метода повышения нефтеотдачи микроорганизмы, которые закачивают в пласт, метаболизируют углеводороды нефти, а также выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

— спирты, растворители и слабые кислоты, приводящие к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также, удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, тем самым, повышая проницаемость последних,

— биологические поверхностно-активные вещества, которые способствуют десорбции нефти с пористой поверхности пласта,

— газы, которые увеличивают давление внутри пласта, что способствует вытеснению нефти.

Также, происходит повышение качества добываемой нефти:

— увеличение легких алканов Код для цитирования: Скопировать

Студенческий научный форум — 2021
XIII Международная студенческая научная конференция

В рамках реализации «Государственной молодежной политики Российской Федерации на период до 2025 года» и направления «Вовлечение молодежи в инновационную деятельность и научно-техническое творчество» коллективами преподавателей различных вузов России в 2009 году было предложено совместное проведение электронной научной конференции «Международный студенческий научный форум».

Источник