В реальное время крупные нефтяные фирмы разрабатывают месторождения агрессивными методами – это приводит к снижению объема добычи из-за внушительного количества остаточной нефти. Это явление связано с финансовой частью в нефтедобывающей отрасли, но прогрессивное состояние сырьевой базы Российской Федерации вынуждает подумать о внедрении свежих способов извлечения нефти. В нашей статье предложено решение этой проблемы с учётом экономической и экологической составляющих.
Разработка новых методов, позволяющих извлекать остаточные запасы нефти там, где это уже невозможно сделать обычным способом, весьма актуальна в настоящее время, и в нефтедобывающей промышленности остро встает вопрос об увеличении нефтеотдачи – коэффициента извлечения нефти (КИН) пласта, путем применения новых методов либо усовершенствования старых. В нашей работе представлен анализ комплексного физико-химического процесса взаимодействия щелочных реагентов с пластовой нефтью.
Нефтеотдача – коэффициент извлечения нефти (КИН) – это отношение объема добытой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте (до разработки).
Рассмотренная величина зависит от многочисленных факторов и варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75%). Вычисление коэффициента извлечения нефти производят по формуле:
η = V нефти добытой / Vнефти балансовой , (1)
где V нефти добытой – объем добываемой нефти из пласта;
Vнефти балансовой – объем первоначальной (балансовой) нефти в пласте.
Анализируя многолетний опыт нефтедобычи, можно отметить, что основными причинами, влияющими на КИН, являются следующие:
1. Геолого-физический и технологический факторы. Они определяются минеральным составом, структурным фактором, текстурой осадочного слоя, магматическим, метаморфическим составом породы и неоднородностью продуктивного горизонта.
2. Физические факторы – это реологические свойства (вязкость) нефти и воды.
3. Способ интенсификации добываемой нефти.
При разработке нефтяных и газонефтяных залежей с использованием заводнения и иных способов влияния на пласт учитывается единственный расклад к обеспечиванию конечного КИН [1].
Материалы и методы исследования
Увеличение нефтеотдачи – это совокупность задач, которые ориентированы на совершенствование физико-химических свойств нефтяного коллектора (рис. 1). Есть несколько методов для улучшения показателей – к самым известным можно отнести: гидродинамический, физико-химический, тепловой и микробиологический. В настоящее время активно изучается комбинированный метод воздействия на пласт, потому что производится быстрый анализ нефти и подбор нужных реагентов и температуры для качественного извлечения нефти из пласта.
Последующее физико-химическое воздействие в добывающих скважинах усиливает эффект технологий нефтеотдачи на блоке залежи, позволяя достичь лучших результатов по извлечению остаточных углеводородов, тем самым снизить потери [2].
Рис. 1. Свойства коллектора и технологии повышения нефтеотдачи
В реальное время извлечение нефти из нефтеносных пластов считается неудовлетворительным, притом что потребление нефти с каждым годом растет – первое место по добыче занимают страны СНГ и Россия, что составляет почти половину от всей добываемой нефти. Второе место занимают США и Саудовская Аравия. Эти страны добывают 30% нефти в мире. Третье место занимают страны Юго-Восточной Азии и Латинской Америки, добывающие меньше 30% от всей добывающей нефти в мире.
Из приведенных выше примеров стран делаем вывод, что остаточная, или не извлекаемая промышленно освоенными методами нефть составляет 55-75% от первоначальных геологических запасов. Постепенно легкой нефти становится все меньше, что приводит к повторному возвращению к старым пластам, только уже с использованием физико-химических методов извлечения.
Сейчас актуальна разработка новых методов, позволяющих извлекать остаточные запасы нефти там, где это невозможно делать обычным способом, поэтому наступает эра новых рабочих агентов [3].
Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочи с пластовой нефтью и породой. В состав пластовой нефти входят органические кислоты. Известно, что высокомолекулярные жирные кислоты при взаимодействии с щелочью образуют поверхностно-активные вещества, которые значительно снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз в силу дифильности строения своих молекул, тем самым увеличивая гидрофильность системы и, как следствие, усиление смачиваемости породы водой.
В ходе анализа лабораторных данных был подведен итог, что уровень межфазного натяжения растет с наращиванием числа органических кислот в нефти (рис. 3). Высокая эффективность применения щелочных растворов для вытеснения нефти возрастает при сочетании с тепловым воздействием – об этом свидетельствуют результаты лабораторных исследований, проведенных на образцах Ярегского месторождения (где вязкая нефть преобладает) [4].
Результаты исследования и их обсуждение
Анализ полученных данных из лаборатории показал, что уровень понижения межфазного натяжения растет с наращиванием числа органических кислот в нефти.
Рис. 2. Процесс получения поверхностно-активного вещества (ПАВ)
Рис. 3. Активные свойства нефти по показателю кислотности
На рисунке 3 видно, что для увеличения вытеснения воды достаточно снизить поверхностное натяжение до 0,01-0,05 мН/м. Одной из наиболее необходимых составляющих в процессе термощелочного заводнения является конфигурация смачиваемости породы щелочным веществом, путём наращивания адсорбции органических кислот на плоскости породы из нефти. Применение раствора щелочи приводит к сокращению контактного угла породы со смачиваемой водой, вследствие чего происходит гидрофилизация пористой среды, что наращивает эффективность вытеснения нефти [5].
Опыт № 1. Корреляция между химическими растворами и нефтяным пластом при температуре 70 °С
Параметры задаваемых условий для исследуемых растворов при установлении корреляции приведены в таблице 1.
Приведенная на рисунках 4 и 5 взаимозависимость коэффициента капиллярного вытеснения нефти от химической структуры вытесняющей воды при температуре 70-90 °С позволяет сделать вывод, что при температуре 70 °С самым эффективным для применения в качестве вытесняющей среды является раствор дисолвана, а при 90 °С – щелочной раствор карбоната натрия и силиката натрия, которые способствуют гидрофилизации поверхности пород (табл. 1 и рис. 3) [6].
Также при использовании щелочных растворов при заводнении необходимо учитывать совместимость пластовых вод с нагнетаемым в пласт раствором реагента. Если в ходе проведения исследований обнаружена несовместимость, то реагент меняют на другой.
Опыт № 2. Корреляция между химическими раствором карбоната натрия и нефтепластом при температуре 90 °С
Параметры задаваемых условий для исследуемых растворов при установлении корреляции приведены в таблице 2.
Рис. 4. Корреляция между химическими растворами и нефтяным пластом при температуре 70°С. 1 – вода пластов; 2 – раствор карбоната натрия; 3 – раствор силиката натрия; 4 – раствор дисолвана
Таблица 1
Корреляция между химическими растворами и нефтяным пластом при температуре 70 °С
|
Процент нефтеотдачи при температуре 70 °С |
|||||||||
|
40 ч |
94 ч |
100 ч |
140 ч |
150 ч |
174 ч |
250 ч |
275 ч |
300 ч |
|
|
Вода пластов |
5 |
6,5 |
7,5 |
8 |
8,5 |
9,5 |
10 |
11 |
11,3 |
|
Раствор карбоната натрия |
- |
10 |
11 |
12 |
12 |
11,5 |
11,5 |
11,4 |
11,4 |
|
Раствор силиката натрия |
7,5 |
10,5 |
10,5 |
11 |
11,4 |
11,4 |
11,4 |
11,45 |
11,4 |
|
Раствор дисолвана |
6 |
13,5 |
14 |
15 |
15,5 |
15,7 |
16 |
16,5 |
17 |
Примечание. 1 – вода пластов; 2 – раствор карбоната натрия; 3 – раствор силиката натрия; 4 – раствор дисолвана.
Таблица 2
Корреляция между химическими растворами и нефтяным пластом при температуре 90 °С
|
Процент нефтеотдачи при температуре 90 °С |
|||||||
|
30 ч |
40 ч |
70 ч |
130 ч |
160 ч |
200 ч |
220 ч |
|
|
Раствор первый (0,05%) |
5 |
6,5 |
7,5 |
8 |
8,5 |
9,5 |
10 |
|
Раствор второй (0,1%) |
- |
10 |
11 |
12 |
12 |
11,5 |
11,5 |
|
Раствор третий (0,5%) |
7,5 |
10,5 |
10,5 |
11 |
11,4 |
11,4 |
11,4 |
Примечание. 1 – первый раствор (0,05%); 2 – второй раствор (0,1%); 3 – третий раствор (0,5%).
Рис. 5. Корреляция между химическими раствором карбоната натрия и нефтепластом при температуре 90 °С. 1 – первый раствор (0,05%); 2 – второй раствор (0,1%); 3 – третий раствор (0,5%)
Применение термического воздействия более целесообразно использовать в добываемых месторождениях нефти с повышенной вязкостью. При этом щелочь должна будет закачиваться уже в прогретый пласт, чтобы повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). Еще термощелочное влияние содействует отмыванию пленочной нефти – в отличие от иных физико-химических методов. После анализа результатов можно сделать вывод, что применение термощелочного воздействия перспективно и должно активно внедряться в нефтедобывающую промышленность (табл. 2 и рис. 5) [6].
Заключение
Учитывая результаты лабораторных исследований, считаем, что наиболее перспективным является применение физико-химического метода термощелочного воздействия на залежах высоковязкой нефти для повышения коэффициента извлечения пласта и тем самым устранения потерь; при внедрении этой технологии в полевых условиях произойдет также увеличение экономических параметров нефтескважины.