МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Астраханский государственный университет» (Астраханский государственный университет) кафедра философии РЕФЕРАТ для сдачи кандидатского экзамена по истории и философии науки на тему: «Классификация и история методов увеличения нефтеотдачи» Выполнил: Сергеев Андрей Олегович Кафедра промысловой геологии, гидрогеологии и геохимии горючих ископаемых Астрахань – 2021 г. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................. 3 1. КЛАССИФИКАЦИЯ И КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ..................................................................... 5 1.1. Гидродинамические методы................................................................... 6 1.2. Тепловые методы...................................................................................... 8 1.3. Газовые методы увеличения нефтеотдачи ........................................ 11 1.4. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи .................. 17 1.5. Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи ............... 23 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................... 25 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ................................................................................. 26 2 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время нефтяные запасы, относящиеся к категории традиционных (с точки зрения простоты извлечения) сокращаются, всё больше углеводородов определяются как «трудноизвлекаемые ресурсы». Впервые данный термин появился в конце 70-х годов ХХ века. Особенно данная проблема касается Российской Федерации, так как в России, по сравнению с другими нефтяными державами, значительная часть запасов находится в сложных геолого-физических условиях, обладает неблагоприятными для извлечения физическими свойствами. Добыча таких ресурсов напрямую связано с особыми технологическими сложностями и, соответственно, с дополнительными финансовыми издержками. Если проанализировать динамику роста трудноизвлекаемых запасов (рис. 1), то можно сделать вывод, что последние многократно преобладают над традиционными. Стоит отметить, что в настоящее время данная тенденция не только сохраняется, но и увеличивается. Рис. 1. – Динамика изменений различных категорий нефтяных запасов Объём трудноизвлекаемых запасов увеличивается, как правило, за счёт роста ресурсов в низкопроницаемых коллекторах и увеличения доли остаточных запасов углеводородов месторождений, относящихся к последней стадии разработки объекта. Основная проблема заключается в том, что разработка таких объектов с применением традиционных технологий характеризуется низкой величиной нефтеизвлечения, порядка 3 10–25 %. Таким образом, для разработки таких месторождений рекомендуется применять современные (инновационные) технологии методов увеличения нефтеотдачи (МУН), которые позволяют увеличить и коэффициент вытеснения, и коэффициент охвата. Цель данной работы заключается в изучении классификации методов увеличения нефтеотдачи и анализе истории и опыта их применения. В соответствии с данной целью были поставлены следующие задачи: 1. Рассмотреть классификацию МУН. 2. Дать краткую характеристику каждому методу увеличения нефтеотдачи. 3. Проанализировать историю и опыт применения данной технологии. Таким образом, объектом исследования выступают МУН, а предметом ― их классификация и история. Касательно методология проделанного исследования было использовано следующее: • анализ основной литературы по теме работы; • синтез полученных данных; • сравнительная оценка различных методов; • классификация МУН; • обобщение полученной информации. Данная работа актуальна, так как исследование вопросов классификации, истории и опыта использования МУН позволит развивать это направление в будущем и избежать ошибок прошлого. 4 1. КЛАССИФИКАЦИЯ И КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) — это способы воздействия на залежь, обеспечивающие прирост конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) относительно базового варианта разработки. Базовым способом, как правило, считают естественный режим или метод поддержания пластового давления. Таким образом, методы увеличения нефтеотдачи могут быть вторичными или третичными метода воздействия на продуктивный горизонт. На рисунке 2 показано распределение нефтеотдачи в зависимости от способа воздействия, геологические запасы приняты за 100 % [9]. Рис. 2. – Распределение нефтеотдачи в зависимости от метода воздействия (1 – естественные методы (15 %), 2 – заводнение (20 %), 3 – МУН (25 %), 4 – неизвлекаемые запасы (40%)) Различают несколько классификаций методов увеличения нефтеотдачи: • по виду нагнетаемого в пласт рабочего агента; • по информации о физико-химических процессах, протекающих в залежи; • по типу воздействия на пласт; В данной работе основное внимание уделяется первой. Таким образом, классификация МУН, в основе которой лежит вид нагнетаемого в пласт рабочего агента: 1. гидродинамические; 2. тепловые; 3. физико-химические; 4. газовые; 5. микробиологические. 5 Стоит отметить, что кроме закачки в пласт различных рабочих составов, существуют и другие методы увеличения нефтеотдачи, например, некоторые реализации геологотехнические мероприятия: разукрупнение эксплуатационных объектов, уплотнение сетки скважин, изменение системы расстановки скважин и т. д. По различным оценкам те или иные методы увеличения нефтеотдачи могут увеличить конечный коэффициент извлечения нефти на следующую величину: • водогазовое воздействие на 5-10 %; • полимерное заводнение на 5-8 %; • щелочное заводнение на 2-8 %; • мицеллярные растворы до 8 %; • диоксид углерода на 8-15 %; • закачка пара на 15-35 %; • внутрипластовое горение на 15-30 %. Рассмотрим основные виды методов увеличения нефтеотдачи, согласно классификации по типу закачиваемого рабочего агента. 1.1. Гидродинамические методы 1.1.1 Нестационарное воздействие (циклическое заводнение) Дополнительная добыча углеводородов возникает благодаря формированию вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте сквозь низкопроницаемые из слабопроницаемых прослоев в высокопроницаемые в ходе специального режима работы скважин – нестационарное воздействие. Принцип работы одной из таких технологий представлен на рисунке 3. 6 Рис. 3. – Механизм циклического воздействия на пласт Суть циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, которые обладают неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью, вызванной этими видами неоднородности, а также извлечением нефти и закачкой воды через скважины, за счёт чего искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается регулированием объемов поступления воды в скважины или отбора жидкости из скважин в необходимом порядке путем их периодического повышения или снижения [10]. 1.1.2 Метод изменения направления фильтрационных потоков Суть данного метода заключается в том, что нагнетание воды останавливается в одних скважинах, а в других, наоборот, начинается. Таким образом, достигается изменение направления фильтрационных потоков до 90 º. Физическая сущность таких процессов основана на следующем. При классическом заводнении из-за различных показателей вязкости при вытеснении формируются целики нефти, незатронутые водой. Также, при вытеснении нефти водой по направлению вытеснения снижается водонасыщенность. При переносе фронта нагнетания в пласте образуются различные по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, а закачиваемая вода попадает в застойные низкопроницаемые участки, значительная ось которых будет пересекаться с линиями тока и вытеснять из них нефть в зоны активного движения жидкости [8]. 7 Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. 1.1.3 Форсированный отбор жидкости Данная технология основана на поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Рзаб). Физико-гидродинамическая сущность метода заключается в создании высоких градиентов давления за счёт уменьшения Рзаб. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные объёмы углеводородов: целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки. Условиям эффективного применения данной технологии [7]: • обводненность продукции не менее 80―85 % (начало завершающей стадии разработки); • высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; • возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет вероятности прорыва неблагоприятных вод, обсадная колонна технически исправна, существуют условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна). Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Последние необходимо определять по максимуму дебита нефти. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем в 2-4 раза. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи, и др. 1.2.Тепловые методы Использование тепловых методов увеличения нефтеотдачи базируется на способности нефтяного пласта аккумулировать и переносить тепловую энергию. Этот процесс происходит, как правило, за счёт теплопроводности и конвекции. Рабочим агентом в данной технологии выступает вода, она переносит больше тепла, чем любая другая жидкость, на одну единицу массы [5]. 8 Свойства воды: • высокое значение объёмной теплоемкости; • относительно высокая вязкость при стандартной температуре; • вязкостная стабильность при изменении термобарических условий; • доступность и низкая стоимость. Вода в роли рабочего агента при тепловых МУН применяется в виде горячей жидкости или пара. Эффективность тепловых методов напрямую связана с изменением температурного состояния пластовой системы. Вектор плотности теплового потока и градиента температуры подчиняется закону Фурье: ⃗ , 𝜑 ⃗ = −𝛾 ∗ 𝑔𝑟𝑎𝑑 𝑇 где 𝜑 − плотность теплового потока; 𝛾 − коэффициент теплопроводности; Т − температура. Пластовая система характеризуется следующими основными теплофизическими параметрами: 1. коэффициентом теплопроводности; 2. удельной объёмной теплоёмкостью; 3. температуропроводностью. Классификация тепловых МУН: • закачка горячей воды; • закачка пара; • внутрипластовое горение. 1.2.1 Закачка горячей воды Ключевым механизмом увеличения нефтеотдачи при закачке теплоносителя в пласт является изменение величины вязкости нефти и воды (рис. 4, 5). Также ощутимое влияние оказывают изменение фазовых проницаемостей и тепловое расширение пластовой системы [9]. 9 Рис. 4. – Зависимость вязкости нефти от температуры Рис. 5. – Зависимость вязкости воды от температуры Уменьшение величины вязкости, изменение значений относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при увеличении температуры приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности, к снижению скорости фронта вытеснения и, в конечном счёте, к повышению добычи нефти за безводный период. 1.2.2 Закачка пара Одним из наиболее эффективных рабочих агентов является насыщенный водяной пар высокого давления ― 8–15 МПа. Зависимость теплосодержания воды и пара от температуры представлена на рисунке 6. При закачке пара в пласт поступает больше тепла, чем при закачке горячей воды. 10 Рис. 6. – Зависимость теплосодержания воды и пара от температуры При нагнетании пара в пласте может происходить процесс дистилляции – испарение лёгких фракций углеводородов, перемещение их по пласту и последующая конденсация в менее прогретых зонах пластовой системы. Данный процесс приводит к снижению вязкости извлекаемой нефти, за счёт чего снижается соотношение подвижностей нефти и воды, что, в свою очередь, является благоприятным фактором при добыче нефти [2]. 1.2.3 Внутрипластовое горение Разработка нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения (ВГ) была впервые предложена А. Б. Шейнманом в 30-х годах ХХ века. Данный метод заключается в инициировании экзотермических окислительных процессов при нагнетании в пласт воздуха и отличается сложными физико-химическими процессами. ВГ применяется для разработки месторождений с высоковязкой нефтью или битумами. При реализации внутрипластового горения используется тепловая энергия, которая образуется при окислении тяжелых фракций нефти, которую, как правило, называют «коксом». Вытеснение нефти происходит за счёт сложного воздействия паром, горячей водой, газами горения, растворителями и т.д. 1.3.Газовые методы увеличения нефтеотдачи Для поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях, еще до использования заводнения, с 1917 г. применяли закачку газа. Она позволяла поддерживать добычу нефти и повышать нефтеотдачу пологозалегающих пластов на 5–10%, а крутозалегающих пластов – на 15–25 % относительно эффекта от режима растворенного газа (РРГ). Однако после масштабного применения заводнения в нефтяных пологозалегающих пластах было определено, что газ значительно менее эффективен, чем вода, как рабочий агент. 11 В заводненных пластах для довытеснения остаточной нефти могут применяться методы, использующие рабочие агенты, которые способны растворяться в нефти, не образуя границу раздела между рабочим агентом и нефтью и сводящие до нуля поверхностные силы. К таким методам относятся газовые методы увеличения нефтеотдачи [3]. Область использования газовых МУН: • коллекторы с низкой проницаемостью; • высокообводнённые пласты; • глубокие залежи; • вязкие нефти; • подгазовые зоны. Классификация газовых методов: 1) закачка углеводородных газов (сухой и обогащенный газ); 2) закачка неуглеводородных газов (диоксид углерода, азот и т.д.); 3) водогазовое воздействие. 1.3.1 Закачка диоксида углерода В 1932 г. было впервые определена возможность закачки диоксида углерода СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов на месторождении в США. Диоксид углерода может находиться как в жидком, так и в газообразном состоянии. Критические значения давления и температуры СО2 равны 7,28 МПа и 31 °С соответственно. При закачке диоксида углерода пластовое давление должно быть более 6 МПа. При закачке в пласт данного рабочего агента применяются следующие технологии: непрерывная закачка газа; оторочка газообразного СО2; оторочка жидкого СО2 (до пластовой температуры 31 °С); циклическая закачка газа и воды (ВГВ). Все технологии могут быть реализованы в виде смешивающегося или несмешивающегося вытеснения. Наиболее эффективной технологией закачки газа является смешивающееся вытеснение. Под смешивающемся вытеснением понимают полную взаимную растворимость нефти и газа, при этом отсутствуют силы поверхностного натяжения на границе фаз. Этот процесс происходит в пласте при последовательном многоконтактном обмене компонентами между нефтью и газом. При этом нефть отдает часть компонентов газу, который становится обогащенным. Составы фаз становятся одинаковыми, и поверхность раздела между ними исчезает. При этом коэффициенты вытеснения могут достигать значения 0,95-0,98. При постоянной температуре существует 12 такое минимальное давление, при котором газ может неограниченно растворяться в нефти, это давление называется давлением смешивания. Давление смешивания зависит от термобарических условий пласта и от состава нефти. Чем легче нефть и чем больше в ней ароматических углеводородов, тем меньше значение давления смешивания. Механизм увеличения нефтеотдачи: • изменение вязкости нефти и воды (стабилизирование соотношения подвижностей); • уменьшение величины межфазного натяжения на границе системы нефть – вода; • увеличение объёмного коэффициента нефти. К недостаткам метода, как правило, относят следующее: • снижение коэффициента охвата; • при неполной смешиваемости с нефтью возможен переход в газовую фазу легких фракций углеводородов; • коррозия скважинного оборудования; • проблемы утилизации газа. Важным недостатком метода закачки в пласт диоксида углерода является осаждение асфальтенов в пористой среде, что приводит к снижению подвижности нефти и приемистости нагнетательных скважин. Чем больше в нефти содержится асфальтенов и чем ниже проницаемость, тем быстрее уменьшается подвижность нефти. На эффективность закачки в пласт диоксида углерода влияет минералогический состав горной породы. При взаимодействии диоксида углерода с отдельными составляющими горной породы могут образовываться водонерастворимые соли, что приводит к значительному снижению проницаемости пласта [12]. 1.3.2 Закачка азота Закачка азота применяется с начала 70-х годов XX века. Принцип процесса вытеснения нефти азотом во многом совпадает с механизмом закачки диоксида углерода, но обладает некоторыми особенностями. Полная смешиваемость азота с нефтью достигается при больших давлениях - более 35 МПа. Давление при разработке должно быть выше 20 МПа. Азот является более доступным и дешевым газом, чем диоксид углерода, некоррозионно активен, однако не так хорошо смешивается с нефтью. В легкой нефти растворимость азота составляет 35-45 м3/м3, в тяжелой нефти ― 15-25 м3/м3. Закачка азота 13 может использоваться при вертикальном вытеснении нефти газом, в глубокозалегающих пластах и при содержании в нефти высокого количества легких углеводородных компонентов, а также на залежах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). При закачке азота происходит испарение легких компонентов нефти и вытеснение нефти сформированным «валом» легких углеводородов. Азот может использоваться в качестве заменителя углеводородного газа, при создании газовой репрессии на пласт. К основным недостаткам метода можно отнести вязкостную и гравитационную неустойчивость. При совместном применении с ПАВ в пласте образуются двухфазные пены, снижающие фазовую подвижность газа. Стоит отметить, что вместо азота можно применять дымовые газы, которые на 80 % состоят из азота. 1.3.3 Закачка углеводородных газов Закачка газа высокого давления используется с 1949 г. при вытеснении остаточной нефти в обводненных пластах. Наиболее дешевым из углеводородных газов является растворенный газ, содержащий хотя бы 15 % промежуточных углеводородов (С2–С4). Эффективность вытеснения во многом определяется составом газа: чем больше этанпропан-бутановых компонентов, тем выше эффективность. При закачке газа высокого давления часть газа растворяется в нефти, а часть нефтяных компонентов испаряется в газовую фазу. Составы и свойства фаз меняются, в пласте образуется смесь углеводородов переменного состава [8]. Закачка сухого газа – метана применяется на месторождениях с маловязкой нефтью. Давление нагнетания изменяется в пределах 25–45 МПа. При закачке жирного газа (С4-С5) – газ содержит более 20 % пропана, давление закачки должно превышать 15 МПа. Добавка в сухой газ промежуточных углеводородов позволяет получить обогащенный газ и достичь полного смешивания с нефтью при давлении от 10 до 20 МПа. Необходимо отметить, что чем выше пластовое давление, тем более дешевый газ рекомендуется применять. Отрицательными факторами, влияющими на эффективность газовых методов, являются низкая плотность и вязкость газа, приводящие к вязкостной и гравитационной нестабильности. При применении газовых методов достигаются высокие значения коэффициента вытеснения при низких значениях коэффициента охвата. 1.3.4 Применение растворителей Растворители — это сложные углеводородные жидкости, которые состоят из углеводородных газов, бензина, конденсата и т.д. В качестве растворителей могут использоваться широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Начало применения 14 углеводородных растворителей в качестве буфера между нефтью и закачиваемым газом относится к 50-м годам XX века. Использование растворителей направлено на изменение физических свойств взаиморастворимых жидкостей. На границах раздела систем нефть– растворитель и сухой газ–растворитель должно происходить неограниченное смешивание. Процесс вытеснения происходит без образования двухфазной области. Для выполнения этого условия углеводородные газы должны находиться в пластовых условиях в жидкой фазе. Значение пластовой температуры должно быть ниже значения критической температуры, а пластовое давление должно быть выше давления упругости пара закачиваемого углеводорода. В качестве растворителя обычно используются пропанбутановые смеси, доля которых в ШФЛУ составляет не менее 60 %. Первоначальная граница раздела размывается и превращается в зону перемешивания за счет действия молекулярной диффузии и механического перемешивания в порах. При этом коэффициент вытеснения может стремиться к единице. Применение ШФЛУ актуально на рифовых месторождениях для увеличения коэффициента вытеснения. Оторочка растворителя в основном состоит из пропана и бутана. Технология предусматривает нагнетание оторочки с последующим проталкиванием углеводородным газом. Объем оторочки составляет не менее 0,05 Vпор, расчетное увеличение нефтеотдачи может составить 0,232–0,327 (месторождения Башкирии). Жидкие углеводородные растворители также могут применяться при разработке нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений и для извлечения выпавшего конденсата. 1.3.5 Водогазовое воздействие (ВГВ) Водогазовое воздействие используется в качестве третичного метода разработки нефтяных месторождений с 1957 г. (месторождение North Pembina, Канада). В России история реализации водогазовых методов превышает 50 лет. Метод водогазового воздействия предусматривает нагнетание в пласт в различных сочетаниях воды и газа. Газ может применяться как углеводородный, так и неуглевородный. К первым технологиям водогазового воздействия относится карбонизированное заводнение – попеременная закачка диоксида углерода и воды [11]. Различают следующие основные технологии ВГВ: • смешивающееся вытеснение; • несмешивающееся вытеснение; • попеременная закачка оторочек воды и газа; 15 • сочетание ВГВ с пенами и полимерами. ВГВ обеспечивает увеличение коэффициента охвата по толщине при вытеснении нефти водой и уменьшение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении газом. Изменение коэффициента вытеснения зависит от различных факторов, определяемых как фильтрационными свойствами пористой среды для воды, нефти и газа при их совместном и раздельном течении, так и физико-химическим взаимодействием между водой, нефтью, газом и коллектором. На рисунке 7 представлена принципиальна схема водогазового воздействия. Рис. 7. – Принципиальная схема водогазового воздействия Длительность эффекта от применения ВГВ связано с размерами и длительностью сохранения двухфазной области: вода и газ, которая обеспечивает проявление комбинированного эффекта. В гидрофильной среде газ движется по наиболее крупным порам, в то время как вода будет стремиться занять более мелкие поры и вытеснять из них нефть. При ВГВ должно быть обеспечено равномерное распределение газа по пласту с тем, чтобы движение газа и воды шло с одинаковой скоростью. При реализации ВГВ необходимо контролировать подвижность газа, препятствуя формированию сплошной газовой фазы. Газ должен находиться в виде микропузырьков, которые частично могут адсорбироваться на стенках поровых каналов и увеличивать подвижность нефти (эффект газовой смазки). Наличие микропузырьков газа в воде приводит к увеличению ее вязкости, что также увеличивает коэффициент охвата. К основным недостаткам метода относятся: 16 • значительное снижение приемистости нагнетательных скважин как по воде, так и по газу за счёт снижения фазовой проницаемости в призабойной зоне. Для газа приёмистость скважины сокращается в 8–10 раз, по воде – 5 раз; • гравитационная сегрегация; • сложности при регулировании и контроле скорости фильтрации газовой фазы; • образование гидратов в ПЗ нагнетательных скважин; • высокая стоимость компрессорного оборудования. 1.4.Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи Физико-химические МУН базируются на методе ППД, в ходе которых в нагнетаемую воду добавляются различные химические вещества, влияющие в последствии на физические процессы в пластовой системе. В общем случае такие методы направлены на изменение вязкостных параметров вытесняющего и вытесняемого агентов и на микрохарактеристику системы: нефть – вытесняющий агент – порода. Воздействие ФХМ связано с уменьшением межфазного натяжения и изменением характеристик фазовых проницаемостей [6]. Классификация физико-химических методов по типу закачиваемого рабочего агента: • закачка ПАВ; • закачка щелочи; • закачка полимера. Основной технологией является закачка оторочки водного раствора химического вещества. Основными параметрами, характеризующими оторочку, являются: • объем оторочки, выраженный в долях порового объема; • концентрация химического вещества. Размеры оторочки обычно составляют 0,1–0,3 Vпор, а весовая концентрация изменяется от 0,05 до 5 %. 1.4.1 Закачка ПАВ Применение ПАВ в качестве добавки к воде было предложено Де Грот в 1930 г. Можно выделить три группы технологий применения ПАВ в зависимости от концентрации химических добавок: • низкая концентрация ПАВ – 0,05–1 % по весу; 17 • мицелярный раствор (1–5 %); • высокая концентрация ПАВ (микроэмульсия). ПАВ — это молекулы с асимметричной структурой, которая состоит из гидрофильной группы и гидрофобного радикала. Такая дипольная молекула может определенным образом ориентироваться в поровой среде, насыщенной нефтью и водой. Полярная часть молекулы (гидрофильная группа) ориентируется на полярную фазу (воду), а неполярная часть молекулы (гидрофобный радикал) – в сторону нефтяной фазы. Эффективность применения растворов ПАВ связывают с двумя механизмами процесса вытеснения: • Снижением величины поверхностного натяжения (σ). • Изменением краевого угла смачивания (θ). Уменьшение величины поверхностного натяжения происходит на границе раздела двух жидких фаз. Поверхностное натяжение побуждает жидкость деформироваться таким образом, чтобы уменьшить площадь поверхности раздела. Величина межфазного натяжения между нефтью и водой составляет в среднем 10-30 мН/м при 25 °С. Величина межфазного натяжения является мерой смешиваемости: чем меньше межфазное натяжения, тем больше две фазы приближаются к состоянию смешиваемости. При растворении органических веществ (мыла, спирт, жирные кислоты) происходит снижение поверхностного натяжения, такие вещества относятся к поверхностно-активным (ПАВ). Они снижают межфазное натяжение до 10–5 мН/м, при значении 10–3 мН/м натяжение считается сверхнизким. При уменьшении величины поверхностного натяжения требуется меньше механической энергии для образования новой поверхности раздела, что приводит к образованию капель нефти малых размеров (процесс диспергирования) и вытеснению их водой (рис. 8). 18 Рис. 8. – Процесс образования новой границы раздела при уменьшении значения поверхностного натяжения Смачиваемость считается сложной функцией свойств жидкости и твердого тела. Её условия зависят от сочетания свойств нефти и минералогического состава пород. Смачиваемость коллекторов в значительной степени зависит от присутствия или отсутствия молекул нефти, адсорбирующихся на поверхности минералов. Адсорбционные явления связаны с увеличением концентрации адсорбирующегося вещества на границе твердое тело – раствор. Адсорбционный слой может являться монослоем, непосредственно прилегающим к поверхности, при этом последующие слои представляют собой раствор. Адсорбционный слой может представлять собой пол и молекулярный межфазный слой (тонкая пленка), который является зоной перераспределения вещества между объемной и поверхностной фазами. По своему составу и свойствам жидкости в этом слое отличаются от состава и свойств жидкости в основном объеме. Пленка нефти на поверхности горной породы образуется в результате адсорбции активных компонентов нефти на поверхности минералов. Вязкость тонкой пленки нефти на порядок выше вязкости нефти в объеме. На границе с твердой фазой толщина граничного слоя может достигать 5 мкм. Вытеснение пленочной нефти с твердой гидрофильной поверхности происходит при разрыве пленки водой, с растворенным в ней ПАВ. Водорастворимые ПАВ уменьшают размеры свободных и прилипших капель, прочность их прилипания к твердой поверхности и способствуют разрыву пленок. Изменение величины и характера капиллярных сил происходит за счет изменения условий смачиваемости и значений межфазного натяжения в системе вода – нефть – порода. Характер изменения краевого угла смачивания для гидрофильных и гидрофобных пород приведен на рис. 9. Рис. 9. – Принцип изменения краевого угла смачиваемости К основным недостаткам этого метода следует отнести: 19 • сохранение достаточно высокого значения межфазного натяжения; • высокая адсорбция ПАВ на породе; • низкая биоразлагаемость ПАВ; • чувствительность к качеству воды; • большая стоимость. 1.4.2 Щелочное заводнение Щелочное заводнение — это нагнетание в пласт рабочего агента, состоящего из растворов, имеющих щелочную реакцию, например: • NaOH – едкий натр (каустическая сода); • Na2СО3 – кальцинированная сода; • Na3Р04 – тринатрийфосфат. Закачка щелочи используется в виде водного раствора различного объема и концентрации. Оторочка водного раствора характеризуется объемом и массовой концентрацией рабочего агента. Концентрация может меняться в пределах от 0,05 д– 5 % (низко концентрированные растворы) до 25-30 % (высококонцентрированные растворы). Размер оторочки может составлять от 10 до 25 % объема пор. Основные механизмы, приводящие к увеличению нефтеотдачи: • уменьшение величины поверхностного натяжения; • изменение краевого угла смачивания; • эмульгирование нефти. При взаимодействии щелочи с кислотными компонентами нефти происходит образование солей щелочных металлов, которые являются поверхностно-активными веществами. Концентрация кислотных компонентов нефти в поверхностном слое значительно выше, чем в среднем по объему. Для эффективного воздействия ПАВ нефть должна содержать достаточное количество кислотных компонентов. Как правило, рассматривают два механизма довытеснения нефти при образовании эмульсии в пористых средах: 1. При образовании мелкодисперсной эмульсии остаточная нефть эмульгирует в пласте, вовлекается в поток водного раствора щелочи, что приводит к увеличению его вязкости, уменьшению подвижности и улучшению вытесняющих свойств. 2. При образовании грубодисперсной эмульсии, образующаяся эмульсия задерживается в сужениях крупных пор и увеличивает охват пласта воздействием. 20 Параметры, которые существенно влияют на эффективность применения щелочного раствора [9]: • концентрация кислотных компонентов нефти; • температура (возрастание скорости процесса); • минерализация пластовой и закачиваемой воды (с возрастанием количества солей резко увеличивается минимальное значение межфазного натяжения); • содержание глин (поглощают большое количество щелочи). 1.4.3 Полимерное заводнение Полимерное заводнение причисляют к методам, приводящим к увеличению коэффициента охвата за счет изменения физических характеристик воды при добавке в нее макромолекул полимера. Подвижность вытесняющей фазы обычно выше подвижности вытесняемой. Для условий повышенной вязкости нефти и значительной неоднородности коллектора по толщине пласта соотношение подвижностей значительно превышает единицу, что приводит к образованию языков обводнения и низкому значению коэффициента охвата пласта по толщине. Условие устойчивости фронта характеризуется соотношением подвижностей смачивающей и несмачивающей фаз: 𝑘1 𝜇1 < 𝑘2 𝜇2 , где 1, 2 – индексы смачивающей и несмачивающей фаз соответственно. Использование полимерного заводнения способствует выравниванию фронта вытеснения. Водный раствор полимера характеризуется параметром кажущейся вязкости. В зависимости от скорости фильтрации водный раствор полимера может вести себя как ньютоновская жидкость, так и как неньютоновская жидкость, для которой характерны начальные градиенты сдвига. Метод может использоваться на любой стадии разработки, но так же как и все ФХМ наибольший эффект достигается при применении полимерного заводнения на начальной стадии разработки. 1.4.4 Мицелярное заводнение Метод мицеллярного заводнения был предложен в США в 60-х годах XX века. Мицеллярные растворы — это особые коллоидные вещества с крайне низким межфазным натяжением на границе нефть – мицеллярный раствор, ниже 0,01*10–3 Н/м, что обеспечивает высокое значение коэффициента вытеснения. Мицеллярные растворы состоят из ПАВ (4–15 %), углеводородов (4–80 %), воды (10–95 %), органических 21 стабилизаторов (до 4 %) и электролита (до 1 %). При реакции между раствором щелочи и высокоактивной нефтью может происходить образование мицелл. Мицеллы — это агрегаты, состоящие из 20–100 молекул ПАВ, обладающие высокой стабильностью. Мицеллярные растворы обладают способностью растворять в себе соответствующие жидкости – мицеллы набухают, впитывая в себя растворимую жидкость: нефть или воду. Растворение веществ в мицеллах называется процессом солюбилизации. Эффективность мицеллярных растворов связывают с процессом смешивания остаточной пластовой нефти с мицеллярным раствором. Мицеллы образуются при достижении определенной концентрации мономерных молекул. Такая концентрация называется критической концентрацией мицеллообразования (ККМ) (рис. 10). Рис. 10. – Принципиальная схема мицеллообразования Превышение концентрации ПАВ над критическим значением вызывает только увеличение концентрации мицелл. Технология закачки мицеллярного заводнения предусматривает закачку оторочки объемом 5–10 % и буфера (между оторочкой мицеллярного раствора и проталкивающей жидкостью). В качестве буфера используется раствор полимера (до 50 % порового объема). При применении мицеллярного раствора можно регулировать его вязкость. Подбирая лучшее соотношение подвижностей «нефть – мицеллярный раствор» и «мицеллярный раствор – буфер» можно увеличить коэффициент охвата. Повышенная минерализация пластовой воды существенно ухудшает вытесняющие свойства мицеллярных растворов. Мицеллярные растворы эффективны в однородных терригенных коллекторах с высокой проницаемостью и вязкостью нефти до 15 мПа*с, неоднородность пласта существенно снижает эффективность метода. Температура пласта не должна превышать 90 °С. 22 1.5.Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи Использование микроорганизмов для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи был предложен в 1926 г. Бекманом. В России первые работы по внедрению микробиологических методов проводились в 50-х годах XX века. В настоящее время разрабатывается два принципиальных направления микробиологических методов, отличающихся местом образования микроорганизмов [4]: • • применение микроорганизмов в пласте, полученных на поверхности; образование микроорганизмов в пластовых условиях. Технологии различаются по способу поступления питательного вещества – мелассы и микроорганизмов: • • циклическая закачка микроорганизмов и последующей закачкой воды; однократное введение большого объема микроорганизмов. питательного вещества с питательного раствора и Как правило, пользуются следующей классификацией микроорганизмов: • • • • УВОБ – угдеводородокисляющие бактерии (аэробы); ББ – бродильные бактерии (аэробы и анаэробы); МОБ – метанобразующие бактерии (анаэробы); СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии (аэробы). Особенность метода заключается в его возможности применения в пластах с высокой степенью выработки запасов при заводнении. Эффективность микробиологических методов основана на многонаправленном воздействии продуктов метаболизма: биоПАВ, органические растворители (спирты), газы (СО2, N2, СН4), кислоты. Эти компоненты позволяют изменить физико-химические свойства нефти. В пласте происходит снижение межфазного натяжения на границе нефтьвода, происходит эмульгирование нефти, снижается вязкость остаточной нефти. Метод характеризуется быстрым получением результата при незначительных затратах. Значительным недостатком метода является использование анаэробных микроорганизмов, что приводит к их неконтролируемому развитию в системе сбора и хранения нефти. Схема вытеснения нефти при применении технологии активации естественной микрофлоры пласта приведена на рис. 11. 23 Рис. 11. – Схема вытеснения нефти при активации микрофлоры пласта (1 – нагнетательная скважина; 2 –добывающая скважина; 3 – закачиваемая вода; 4 – зона образования УВОБ (углеводородокисляющих бактерий) - аэробы; 5 – зона ББ (бродильных бактерий) – аэробы и анаэробы; 6 – зона МОБ (метанобразующие бактерии) – анаэробы; 7 – зона СВБ (сульфатвосстанавливающие бактерии) – аэробы; 8 – вал нефти. Зоны 1 – 7 – область биореактора) 24 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Таким образом, в данной работе была подробно рассмотрена классификация методов увеличения нефтеотдачи, приведены некоторые исторические сведения о них. Знание и понимание классификации МУН позволит развивать это направление в будущем. Так как в настоящее время многие месторождения в России находятся на поздней стадии разработки, изучение и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи особенно актуально. Также в реферате была приведена краткая характеристика основных МУН, представлены физические процессы, за счёт которых может увеличиваться коэффициент извлечения нефти, рассмотрены недостатки некоторых технологий. На основе проделанного исследования можно сделать вывод, что существует множество различных методов увеличения нефтеотдачи, а технологий ещё больше. Каждый день эти методы совершенствуются по всему миру, создаются новые технологии. Всё это позволит в будущем существенно улучшить процесс добычи углеводородов, а знание истории МУН позволит избежать совершенных ранее ошибок и неудач. 25 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» 2007. – 369 с. 2. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1988. – 422 с. 3. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 668 с. 4. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО Издательство «Недра», 1998. – 365 с. 5. Малофеев Г.Е., Мирсаетов О.М., Чоловская ИД. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. 6. Манырин В.Н., Швецов ИА. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. – Самара, 2002. – 224 с. 7. Мищенко И.Т. УП «Скважинная добыча нефти», 2-е издание, – М.: РГУ нефти и газа имени II.М. Губкина, 2007 г. – 453 с. 8. Муравьёв В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М. Недра, 1973. – 382с. 9. Назарова Л.Н. «Разработка нефтегазовых месторождении с трудноизвлекаемыми запасами»: Учеб. пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа имени II.М. Губкина, 2011. – 156 с. 10. Назарова Л.Н. Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: Учебное пособие. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 77 с. 11. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. –М.: Газоилпресс, 2006. – 200 с. 12. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с. 26
