Анализ эффективности метода пароводяного воздействия на нефтяную залежь с целью повышения нефтеотдачи

1 ...

Влияние температуры на свойства межфазных поверхностей изучено плохо, а на отношение μн/μв - достаточно хорошо (рис. 4.3).14916155147310Рисунок 4.3. Изменение остаточной нефтенасыщенности в зависимости от отношения вязкостей нефти и воды для различных систем нефть - пористая среда [4].Если не рассматривать μн/μв в качестве фактора, влияющего на свойства межфазных поверхностей, то существуют только две гипотезы, основанные на законах гидродинамики, объясняющие влияние изменения вязкостей на остаточную нефтенасыщенность.С одной стороны, в переходном режиме вытеснения нефти водой в масштабе одной поры происходят флуктуации давления на поверхностях раздела между нефтью и водой. Они возникают вследствие каких-либо изменений гидродинамических условий в соседних порах, например, осушения одной изпор. При этом поверхности раздела между нефтью и водой нестационарны, и объем нефти в данной поре может изменяться, причем вязкость жидкостей замедляет подобные колебания. В этом случае считают, что уменьшение вязкости снижает торможение колебаний (увеличивает вероятность нарушения равновесия) и уменьшает остаточную нефтенасыщенность.С другой стороны, при заданных условиях (температуре, давлении, скорости течения воды) и достижении уровня остаточного насыщения в некоторых областях, занятых нефтью, могут существовать внутренние конвективные потоки. Эти перемещения частиц нефти обусловлены увеличением их объема при движении воды вблизи поверхности раздела, что объясняется различием вязкостей каждого компонента системы. Эффект тем заметнее, чем меньше отношение μh/μв. В этом случае происходит снижение остаточной нефтенасыщенности.Когда порода смачивается водой лучше, чем нефтью, единственным параметром, определяющим межфазное взаимодействие, уменьшающимся при росте температуры, является межфазное натяжение системы нефть - вода, значение которого уменьшается. Если же порода лучше смачивается нефтью, чем водой, то в некоторых случаях при росте температуры нарушается равновесие адсорбции, что может повлечь за собой увеличение десорбции компонентов нефти, адсорбированных ранее на породе. В обоих случаях остаточная нефтенасыщенность снижается [4].Что же касается изменения относительной проницаемости при изменении температуры, то не следует забывать, что это понятие введено здесь для облегчения описания течения многофазной смеси в пористой среде. Для фиксированных значений насыщенности относительная проницаемость, зависящая от распределения жидкостей, определяется структурой коллектора. Выше было показано, что изменение температуры влечет за собой изменение остаточной нефтенасыщенности. Если, помимо этого, учитывать изменения минимальной водонасыщенности, возрастающей, как правило, с увеличением температуры, то можно утверждать, что любое изменение теплового баланса системы вызывает изменение кривых относительной проницаемости.4.3 Термическое расширениеНа основании анализа данных было установлено, что чем нефть легче, тем выше коэффициенты термического расширения различных типов нефти (рис. 4.4). Если считать остаточную нефтенасыщенность постоянной и не зависящей от температуры, то на основании (рис. 4.4) можно дать оценку влияния свойств нефти на повышение нефтеотдачи пласта вследствие лишь термического расширения (рис. 4.5). При расчетах было принято, что начальная нефтенасыщенность составляет 0,8, а коэффициенты термического расширения соответствуют (рис. 4.4). Следует отметить, что увеличение добычи нефти представлено на рисунке 4.4 как отношение масс или объемов при одной и той же температуре. Термическое расширение твердой породы (например, пород, содержащих тонкие трещины) почти всегда пренебрежимо мало.Рисунок 4.4. Изменение коэффициента теплового расширения нефти [4]Рисунок 4.5. Влияние термического расширения нефти на нефтеотдачу при Т = 50° С, Sност = 0,8 [4]4.4 Относительное влияние различных факторовПри вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения) каждый из описанных выше факторов - снижение отношения вязкостей, изменение относительных проницаемостей, а также термическое расширение - оказывает воздействие на процесс (рис. 4.6). Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасьпценности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи (рис. 4.7) до прорыва фронта воды.Для добычи легкой нефти большое значение имеет термическое расширение. В этом случае отношение μн/μв очень слабо зависит от температуры и межфазные явления изменяются лишь в силу того, что натяжение на границе нефть - вода является убывающей функцией температуры.Рисунок 4.6. Расчетные кривые водонасыщенности при вытеснении нефти горячей водой в холодной пористой среде по сравнению с вытеснением водой, проведенным в изотермических условиях при температурах 20,5 °С и 80 °С:1 - изотермический процесс при Т = 80 °С; 2 - вытеснение нефти водой, нагретой до 80 °С, и среде с температурой 20,5 °С; 3 - изотермический процесс при Т = 20,5 °С [4]Рисунок 4.7. Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения: 1 - термическое расширение; 2 - уменьшение вязкости; 3 - смачиваемость; 4 - межфазное натяжение в системе нефть - вода [4]Для тяжелой нефти отношение μн/μв резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти подобного типа.Следует, однако, отметить, что на месторождениях очень вязкой нефти, где порода хорошо смачивается ею, не возникает квазинепрерывной водяной пленки на поверхности породы, что сильно затрудняет вытеснение, делает его почти невозможным, если не прибегать к разрыву пласта.5. Физические процессы, протекающие при вытеснении нефти паромРассмотрим основные явления, возникающие (помимо описанных выше) при нагнетании в нефтяной пласт водяного пара или при появлении газовой фазы в ходе закачки нагретой воды. Как и ранее, будет рассматриваться только одномерный процесс. Еще раз, вспомнив об условиях существования внутри пласта смеси паров воды и нефти, уточним эффекты возгонки, связанные с наличием газовой фазы. Обратим особое внимание на процессы испарения и конденсации легколетучих компонентов нефти, обогащения жидкой фазы тяжелыми фракциями и образования в ряде случаев твердого осадка.5.1. Условия существования параПаровая фаза существует в пористой среде, если давление в системе не превышает суммы равновесных давлений насыщения двух несмешивающихся жидкостей - воды и нефти.Следовательно, паровая фаза, состоящая из паров компонентов двух жидких фаз, возникает при нагнетании:пара в нефтяной пласт; в этом случае пар располагается в области, прилегающей к скважине;нагретой воды в пласт, насыщенный нефтью, обогащенной легкими фракциями, при условиях, близких к условиям испарения; в этом случае пар появляется в нагретой зоне, не распространяясь вдаль от скважины вследствие значительного давления вокруг скважины, вызванного нагнетанием воды [4].Во всех этих случаях в пористой среде происходит течение трехфазной смеси. Следует отметить, что при определенных условиях добычи нефти трехфазная смесь в пласте может существовать и после окончания воздействия на пласт. Это явление возникает вследствие понижения давления в окрестности скважины.5.2 Испарение и конденсация легких фракцийВ зоне существования пара происходит переход легких фракций сырой нефти в газовую фазу. Этот эффект становится заметным только после прокачки больших объемов пара, так как молекулы легких углеводородов переходят в газовую фазу с поверхностей раздела жидкости и пара только после перемещения в объеме смеси жидких углеводородов к поверхности раздела вследствие молекулярной диффузии или гидродинамической дисперсии. Поэтому соотношение мольных долей веществ в жидкой и газовой фазах в этом случае отличается от их соотношения при термодинамическом равновесии.Рассматривая тепловой баланс, часто пренебрегают испарением и конденсацией углеводородов в их смеси с водяным паром вследствие их малости, поскольку, с одной стороны, концентрации углеводородов в газообразной фазе незначительны и, с другой - скрытая удельная теплота испарения углеводородов ниже удельной теплоты испарения воды. Следует, однако, отметить, что при необходимости полного описания этих явлений надо уточнять влияние породы на тип термодинамических превращений жидкости.Присутствие газовой фазы легких углеводородов можно обнаружить благодаря существованию следующих трех важных процессов.При нагнетании теплоносителя в начале зоны конденсации, занятой паром, смесь углеводородов обогащается легкими фракциями (по сравнению с нефтью начального состава), причем объем такой пробки увеличивается со временем.На удаленной границе этой пробки существует область смеси нефти начального состава и сконденсировавшихся фракций. Можно предположить, что перемещение этой облает способствует повышению нефтеотдачи. Данный эффект трудно смоделировать в чистом виде в лабораторных условиях, однако если он реализуется, то это способствует снижению остаточной нефтенасыщенности в зоне вытеснения.Всегда при нагнетании пара непосредственно в области, занятой паром, протекает процесс обогащения остаточной нефти тяжелыми фракциями (все менее и менее летучими), и нефтенасьпцение со временем падает (рис. 5.1). Область, занятая паром, расширяется, оставляя внутри пласта малое количество нефти. Такой процесс вытеснения иногда сравнивают с паровым поршнем.При пароциклическом воздействии на скважину после окончания периода ожидания (пропитки) получают, как правило, нефть, обогащенную легкими фракциями (по сравнению с нефтью начального состава Данного месторождения).Рисунок 5.1 Влияние дистилляции паром на состав остаточной относительно легкой нефти (24° API - 6 сПз) в сыпучей пористой среде (k =25 Д). Значения Sh соответствуют нефтенасыщенности в различных зонах, из которых были взяты пробы нефти [4]5.3. Образование твердых отложенийВследствие нарушения равновесия при извлечении легких составляющих нефти под воздействием пара может произойти образование твердого или очень вязкого (с высокой молекулярной массой) углеводородного осадка. Этот эффект необходимо учитывать при пароциклическом воздействии на скважину. Подобные отложения практически не растворимы ни в легкой нефти, образующейся в ходе закачки пара, ни даже в нефти исходного состава, которая фильтруется к скважине в процессе добычи. Их наличие снижает реальную проницаемость среды, о чем следует помнить, так как пароциклическое воздействие - процесс, неоднократно повторяемый на одной и той же скважине.Довольно часто пар используют и для очистки призабойной зоны пластов от некоторых отложений, образовавшихся при обычном способе добычи нефти.6. Факторы, ограничивающие применение процессовПри изучении недостатков описанных методов повышения нефтеотдачи приходится сталкиваться с факторами, ограничивающими их использование с точки зрения как технологии, так и экономики. Для иллюстрации приведем два примера.Давление на забое скважины при нагнетании в неглубоко залегающий пласт воды или пара не должно превышать горное. В противном же случае может произойти горизонтальное растрескивание грунта и нарушение начальной структуры месторождения. Этот пример иллюстрирует одно из технологических ограничений, накладываемых на процесс, - ограничение давления нагнетаемого теплоносителя.Дополнительное количество нефти, полученное за счет нагнетания пара в пласт, должно быть достаточно большим для обеспечения положительного энергетического баланса процесса. Теплотворная способность дополнительного количества нефти обязана быть по крайней мере равна количеству энергии, затраченной на получение водяного пара, нагнетаемого в скважину. Так, например, если теплотворная способность сырой нефти составляет 10 000 ккал/кг, а удельная теплота испарения воды - 600 ккал/кг, то отношение масс дополнительного количества полученной нефти и закачанного в скважину пара должно превышать 0,06 кг/кг. Здесь, конечно, речь идет лишь о грубой оценке минимума величины отношения масс нефти и пара [4].В действительности каждый фактор должен быть рассмотрен с точки зрения технических возможностей и экономической эффективности. Поэтому к приведенным ниже сведениям о влиянии различных параметров на процесс повышения нефтеотдачи следует относиться как к справочным данным об усредненных параметрах воздействия, не забывая, что подробное изучение влияния каждого из них должно быть предметом особого рассмотрения.6.1 Нефтесодержание. Характеристики нефтиНефтесодержание месторождения - количество нефти, содержащейся в единице объема пористой среды. С технической точки зрения не существует никаких жестких требований к нефтесодержанию месторождения, планируемого к разработке, но необходимость рентабельности добычи требует определения ее минимальной величины. Так, при использовании пароциклического воздействия на скважины на Калифорнийских месторождениях (США) минимальное нефтесодержание было определено на уровне 16 %, в некоторых случаях оно может быть понижено до 12 %. Как уже было показано, уменьшение вязкости нефти при повышении температуры является одним из основных механизмов, обеспечивающих успех методов нагнетания нагретой воды или водяного пара. Следует иметь в виду, что уменьшение вязкости очень вязкой нефти, хотя и дает положительные результаты, однако не всегда приводит к достаточному возрастанию ее текучести. Повышение температуры очень вязкой нефти в зоне нагрева позволяет продвинуть ее к скважине, но увеличивает риск закупорки пор при контакте нагретой нефти с более холодной (коллектором). Практически разрабатываются месторождения нефти средней вязкости - от 50 до 8000 сПз. Необходимо отметить, что в качестве эксперимента нагнетание пара в пласт используют при добыче очень вязкой нефти (например, из битуминозных песков), а в ряде случаев закачка нагретой воды приводит к хорошим результатам и при разработке месторождений очень легкой нефти [4].6.2 Толщина пласта, глубина его залегания, проницаемость коллектораТолщина нефтеносного слоя, глубина его залегания. При выборе участка для разработки месторождения необходимо учитывать глубину залегания пласта и его толщину, так как с этими параметрами связаны потери тепла в окружающие породы и технические сложности подачи нагретой воды или пара, ограничивающие возможности разработки глубоко залегающих пластов. Обычно считают, что толщина слоя должна быть больше 10 м, а глубина его залегания не должна превышать 1000 м. Можно, однако, рассматривать как рентабельную разработку месторождения с глубиной залегания, несколько превышающей 1000 м, если на скважинах установлено эффективное теплоизолированное оборудование (в частности, теплоизолированные трубы).Проницаемость нефтеносного слоя. При постоянном массовом расходе гидравлическое сопротивление пористой среды играет более существенную роль при нагнетании в пласт водяного пара, чем при использовании горячей воды. Например, при давлении 75 бар отношение кинематических вязкостей водяного пара и воды вблизи кривой насыщения равно приблизительно 4. Воспринимаемый пластом расход теплоносителя снижается с течением времени нагнетания, поскольку при этом возрастает сухость пара (из-за уменьшения давления) и снижается его температура по мере удаления от нагнетательной скважины. Вследствие этого уменьшается приемистость пласта при постоянном давлении нагнетания. В таких случаях вводят понятие предела проницаемости, ниже которого процесс может стать нерентабельным, по крайней мере, если не начнут действовать вторичные факторы. Исходя из результатов исследований, можно сказать, что нижний предел абсолютной проницаемости месторождений, при разработке которых используют термические методы, составляет примерно 300 мД [4].6.3 Свойства коллектора, состав жидкостей и газовВ нефтеносном пласте породы, образующие коллектор, не являются инертными по отношению к жидким средам, заполняющим поры. Рассмотрим влияние присутствия глинистых минералов и структуры водонефтяной эмульсии на взаимодействие жидкой и твердой фаз пласта при нагнетании теплоносителя.Влияние присутствия глинистых минералов. Как правило, глины взаимодействуют с водой и другими веществами, имеющими поляризационные молекулы и входящими иногда в состав нефти. Контакт с нагнетаемыми жидкостями заданного химического состава - нагретой пресной или соленой водой, а также с конденсатом, образовавшимся при закачке водяного пара, приводит к нарушению установившегося процесса адсорбции нефти на глинистых минералах внутри пласта. Вследствие этого некоторые глинистые минералы, например монтмориллониты, могут сильно набухать в присутствии пресной воды, что влечет за собой снижение характерной проницаемости среды и может привести даже к закупорке. Этого можно избежать при нагнетании соленой воды.В ряде случаев присутствие некоторых органических соединений в составе глинистых минералов (соединений типа керогена) или некоторых компонентов сырой нефти, хорошо адсорбирующихся на глинах (тяжелых фракций), приводит к образованию защитного покрытия, мешающего адсорбированию воды и, следовательно, набуханию глин.Необходимо добавить, что, адсорбировав влагу в начале термического воздействия на пласт, глинистые минералы удерживают ее в течение всего цикла, так как уровни температур процесса недостаточно велики для полной десорбции воды.Влияние структуры водонефтяной эмульсии. После нагнетания в пласт нагретой воды или водяного пара внутри пласта образуется водонефтяная эмульсия, включающая в основном тяжелые фракции нефти. Если вода или водяной пар содержит кислород, наиболее вероятной причиной формирования подобных эмульсий является образование поверхностно-активных молекул при окислении тяжелых углеводородов, причем окисление тем активнее, чем выше температура. Следует отметить, что эмульсии образуются и в отсутствие воздуха. При одинаковых температурных условиях термического воздействия на пласт эмульсии, полученные при нагнетании пара, разрушить значительно сложнее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке воды. До сих пор не предложено ни одного удовлетворительного объяснения данного эффекта. Можно, однако, представить ряд вызывающих его причин, равно приемлемых при наличии кислорода, например десорбция некоторых поверхностно-активных компонентов, осевших на коллекторе, или нарушение термодинамического равновесия на поверхностях раздела жидкостей вследствие изменения температуры и появления водяного пара [4].7. Извлечение нефтиС учетом рассмотренных выше механизмов, использованных для описания результатов лабораторных исследований по физическим моделям одномерных или неодномерных процессов, можно определить коэффициент вытеснения и эффективность горизонтальной и вертикальной промывки, облегчая, таким образом, прогнозирование и интерпретацию развития нефтеотдачи при промысловых испытаниях.7.1 Извлечение нефти при квазиодномерном вытесненииДля оценки эффективности вытеснения нефти расширяющимися или конденсирующимися жидкостями следует четко определить условия, при которых прогнозируются показатели разработки залежи. Рассмотрим изменение коэффициента нефтеотдачи в зависимости от объемов закачки воды. Проанализируем кривые коэффициента нефтеотдачи до прорыва воды (рис. 7.1). При изотермическом вытеснении зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема нагнетаемой воды носит линейный характер. При нагнетании нагретой воды коэффициент нефтеотдачи повышается вследствие следующих факторов: во-первых, объем данной массы нагретой воды превышает объем той же массы холодной воды, во-вторых, коэффициент термического расширения нефти выше коэффициента термического расширения воды. Следовательно, кривая зависимости коэффициента нефтеотдачи данного процесса лежит выше кривой изотермического вытеснения. Наконец, угол наклона кривой зависимости коэффициента нефтеотдачи при вытеснении паром - наибольший из-за большого объема, занимаемого единицей его массы.Вытеснение нефти нагретой водой