Г.С. СТЕПАНОВА
ОАО «ВНИИнефть»
Механизм вытеснения нефти газом основан на особенностях фильтрации нефти, насыщенной газом. Изучение этого процесса показало [1], что при фильтрации микрозародыши газа, представляющие собой несколько молекул газа, окруженных соль-ватной оболочкой, в состав которой входят поверхностно-активные вещества, частично адсорбируются на поверхности поровых каналов. При этом возникает эффект «газового подшипника». Гидравлические сопротивления снижаются, скорость потока увеличивается, газовый фактор
это выражается в колебаниях расхода нефти и газового фактора, которые противоположны по знаку.
Если насыщенную газом нефть вытеснять газом, то в области переходной зоны между газом и нефтью газ полностью насыщает нефть, увеличивая число микрозародышей газа в нефти. После пересыщения нефти газом часть микрозародышей переходит в состояние микропузырьков. При этом число адсорбируемых на поверхности поровых каналов микрозародышей и микропузырьков воз-
Если в нефти содержится много поверхностно-активных веществ, то большая часть микропузырьков сохраняется в нефти. Тогда допрорывный объем газа увеличивается на этот объем, при этом эффект «газового подшипника», фазовая проницаемость, продуктивность по нефти и объем вытесненной нефти возрастают. В качестве примера можно привести результаты экспериментов по вытеснению газом легкой нефти Северного месторождения, пласта Б7 и той нефти, в которую был добавлен нефтеводорастворимый пенообразующий реагент, с оцен-
н и ОВЫЕ В0Д01 МЕТОД! ГАЗОВО ЫГАЗОВ ГО ВОЗД ОГО ДЕЙСТВИЯ
НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ > Л)
Рис. 1. ОФП нефти и газа
уменьшается, а расход нефти возрастает. Так как процесс адсорбции сопровождается десорбцией, то после срыва пленки микрозародышей газовый фактор увеличивается, а расход жидкости уменьшается. Чем выше газовый фактор нефти и чем больше в ней содержание поверхностно-активных веществ, тем в большей степени проявляются эти закономерности. На поверхности
растает, и эффект «газового подшипника» увеличивается.
Однако если нефть легкая и в ней содержится мало поверхностно-активных веществ, то большая часть микропузырьков объединяются в свободную газовую фазу, которая по достижении равновесной насыщенности движется с большей скоростью, чем нефть, в результате чего происходит прорыв газа.
ОФП
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0
АОФП нефти
■ОФП газа
▲ *ОФП нефти с ПАВ
.ОФП газа с ПАВ
"Полк (ОФГ номиальныи нефти с ПАВ)
А \
\ А
ЯП ' ■ ■
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4 0,5
Газонасы щен ность
кой относительных фазовых про-ницаемостей нефти и газа (рис. 1).
Увеличить содержание поверхностно-активных веществ в нефти можно введением искусственно в переходную зону между газом и нефтью соответствующих реагентов. Это может быть достигнуто закачкой оторочки воды, содержащей нефтеводорастворимый пенообразующий реагент, с последующей закачкой оторочек воды и газа. Результаты многочисленных экспериментов по вытеснению различных нефтей с помощью ВГВ с предварительной закачкой оторочки воды, содержащей нефтеводорастворимые пено-образующие реагенты, показали, что коэффициент нефтевытесне-ния по сравнению с водогазовым воздействием увеличивался на 1035 пунктов [2].
Чем больше содержится в нефти смол, асфальтенов и парафина, и чем тяжелее ее фракционный состав, тем больше объем микропузырьков в нефти после ее пересыщения газом и тем больше допрорывный объем газа и выше относительная фазовая проницаемость нефти. В качестве примера можно привести результаты оценки относительных фазовых прони-
Лянторское вартов. св. Прибрежное, скв. 9 Ромашкинское, альм. Западное
Северо-Комсомольское
пл. ПК-1
Харьяга
Мордово-Озер. Верейск. гор. Мордово-Озер. А4 Вишенское, скв. 12 Северное пл. 57 Лугинецкое Ю 1/4
Температура,
цаемостей трансформаторного масла, используемого в качестве модели нефти и того же масла с добавлением ПАВ, и полиизобути-лена при вытеснении их газом, приведенные в работе [2].
Изучение вспениваемости вязких нефтей при различных температурах показало, что кратность пены с повышением температуры возрастает (рис. 2).
В связи с этим предлагается на месторождениях вязких нефтей осуществлять водогазовое воздействие с применением горячей воды. Как показали проведенные нами экспериментальные исследования, коэффициент вытеснения при этом увеличивается на 10 — 15%.
Для месторождений вязких нефтей при невозможности закачки газа (отсутствие источников газа или соответствующего оборудования) процесс может быть реализован в виде закачки горячей воды, содержащей термонеустойчивые реагенты, которые, разлагаясь в воде, выделяют азот, углекислоту и аммиак. Так как эти газы будут растворяться в нефти, то эффект обеспечивается на уровне микрозародышей газа.
Экспериментальные исследования по вытеснению вязких нефтей горячей водой, содержащей термонеустойчивые агенты, показали, что коэффициент вытеснения возрастает, при этом относительная фазовая проницаемость нефти растет, а воды — уменьшается. Это связано с тем, что адсорбция микрозародышей на поверхности поровых каналов фобизует эту поверхность по отношению к воде. В качестве примера можно привести
агентам! -ОФП
'и при закачке )н иными
0,8 1,0 Водонасыщенность, д.е.
"ВГВ
ВГВсНВРА
результаты экспериментов по вытеснению нефти Равнинного месторождения с вязкостью 100 мПа.с водой, а также водой с предварительной закачкой оторочки воды, содержащей термонеустойчивые агенты. На рис. 3 приведены относительные фазовые проницаемости нефти и воды, полученные в этих экспериментах.
13 16
Годы разработки
Реализация процесса водогазо-вого воздействия может осуществляться в крупном масштабе с использованием на промысле компрессорных станций, а в небольших масштабах в виде эжектор-ных установок, в которых будет реализован поток воды с микропузырьками газа с добавкой нефте-водорастворимых пенообразую-
Рис. 2.
Кратность пены нефтей при различных температурах.
Рис. 3.
ОФП нефти и воды для Равнинного месторождения
Рис. 4.
Расчет изменения накопленной добычи нефти для участка А2-3 Самотлорского месторождения
9/ 2003
19
Рис. 5. Динамика добычи нефти по элементу с нагнетательной скважиной 16476 в течение 1989 г.
Рис. 6. Общая схема водогазового воздействия на нефтяных месторождениях
45 40 35 ! 30
¡Г 25 н
§ 20
"""СКВ.'
-■"СКВ.'
~*~СЖВ.'
/У >
-1—■—г
6473 6482 6470
10 12 Месяцы
виде закачки оторочки воды, содержащей нефтеводораствори-мый пенообразующий реагент, с последующим частичным снижением давления ниже давления насыщения.
Следует отметить, что создание механизма водогазового воздействия на нефтяной залежи возможно путем акустического воздействия на призабойную зону нагнетательной скважины по закачке воды. Проведенные экспериментальные исследования показали, что прирост коэффициен-
ВОДОГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ
ВЯЗКИЕ НЕФТИ
ВОДОГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НЕФТЕГВОДОРАСТВОРИМЫХ АГЕНТОВ (НВРА)
ВОДОГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ С ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ
ГОРЯЧАЯ ВОДА С ТЕРМОНЕУСТОЙЧИВЫМИ АГЕНТАМИ
ПРЕИМУЩЕСТВО ПЕРЕД МЕТОДАМИ ВГВ И ЗАВОДНЕНИЕМ
ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПО НЕФТИ НА 10 - 30% ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ НА 5 - 15% СНИЖЕНИЕ ОБВОДНЕННОСТИ НА 5 - 15%
РЕАЛИЗАЦИЯ ВОДОГАЗОВЫХ МЕТОДОВ
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ
ВГВ С НВРА
±
ПОДГАЗОВЫЕ ЗОНЫ
ОБВОДНЕННЫЕ НЕФТЯНЫЕ ПЛАТЫ
ВОДА С НВРА ПОД ГНК
ВОДА С НВРА И СНИЖЕНИЕ РП
НИЖЕ Р
БАС.
ВГВ С ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ
щих реагентов. На эжекторы может подаваться попутный газ с давлением 10 МПа с последующим дожатием смеси насосом высокого давления.
Расчеты, проведенные для Са-мотлорского месторождения, пласта АВ1-2 показали, что эффективность процесса достаточно велика. На рис. 4 показано изменение добычи при ВГВ и при ВГВ с оторочкой воды, содержащей неф-теводорастворимый пенообразую-щий реагент, а на рис 5 приведены фактические показатели, которые имели место при закачке воды с нефтеводорастворимым пе-нообразующим реагентом на
участке пласта Самотлорского месторождения.
Использование описанного механизма вытеснения нефти водо-газовыми смесями, содержащими нефтеводорастворимые пенообра-зующие реагенты, на подгазовых зонах нефтегазовых месторождений может быть реализовано в виде закачек под ГНК оторочек воды, содержащих нефтеводораст-воримые пенообразующие реагенты, с последующим заводнением.
На обводненных нефтяных залежах, характеризующихся повышенными газовыми факторами, такой процесс водогазового воздействия может быть реализован в
та вытеснения при этом может составить 10 — 12%.
На рис. 6 приведена общая схема возможного водогазового воздействия, использующая описанные выше эффекты, на нефтяных месторождениях.
Литература
1. Г.С. Степанова. Механизм вытеснения нефти газом. Газовая промышленность. 2001. № 11.
2. Новые методы газового и водо-газового воздействия на нефтяные пласты с использованием нефтераст-воримых ПАВ и полимеров. Сборник ВНИИнефти: Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. М.: 1997.
тне сне:
химический журнал
экономическое издание
для руководителей химических предприятий
• обзоры отечественного рынка сырья и продуктов переработки;
• все новости российской химии: инвестиции, слияния, торги, кадровые передвижения, пуск производств;
• интервью с лидерами российского химпрома и представителями властных структур;
• интегрированные системы, безопасность и информационные технологии на современном предприятии.
109147, г. Москва, ул. Марксистская, д. 34, корп.10, оф. 23
тел./факс: (095) 748-43-88,748-43-89
МПр-УЛсьгсс.ги
press@rcc.ru
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.