Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей

Рис. 14. Изменение средней прони­цаемости k пористой среды при вы­теснении нефти растворами NaOH и СаС12 в зависимости от объема за­качки Vnoр

Вытеснение: 1, 2, 4, 5 - чередующимися оторочками раствора NaOH и СаС1₂ разме­ром 5, 10, 15 и 20 % от объема пор соответ­ственно; 3 - непрерывное раствором NaOH; , - объемы закачки на момент стабилизации проницаемости

 

С повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при взаимодействии с щелочами [15]. К наиболее активным нефтям относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского месторождений (вязкость более 400 и 10 000 мПа·с соответственно).

Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом заводнения, даже с применением химических реагентов, не позво­лит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вязкости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями повышенной вязкости обычно используются площадные системы с густой сеткой скважин.

Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отлича­ются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение на­правления потоков жидкости).

Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обыч­ного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и поли­мерами.

Недостатки метода. Основными недостатками метода яв­ляются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать возможность применения метода.

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

Отсутствие широких испытаний метода и его модификаций в промысловых условиях и надежных данных по проводимым опы­там не позволяет оценить более конкретно область и условия его применения.

Лабораторные же исследования не дают возможности модели­ровать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте.

В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его ще­лочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании.

Будущее метода. В настоящее время будущее метода можно представить только на основании лабораторных исследо­ваний, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффек­тивности метода пока нет.

Как отмечалось, эффективность применения каустической соды обусловлена способностью нефтей при взаимодействии с ней сни­жать межфазное натяжение на контакте нефть-раствор щелочи, образовывать высокодисперсную устойчивую эмульсию типа «нефть в воде» при фильтрации по пласту и повышать смачиваемость пла­стов водой. Как правило, такие нефти высоковязкие. Применение обычных водных растворов щелочей на месторождениях с высоко­вязкими нефтями не позволит сильно увеличить охват пласта воз­действием, поэтому возникает необходимость сочетания- этого ме­тода с полимерным заводнением и тепловыми методами (горячая вода, пар). Термощелочные растворы значительно лучше вытес­няют нефть за счет улучшения смачивания пористой среды.

Модификации метода щелочного заводнения, направленные на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадко­образования, по-видимому, имеют более широкую область приме­нения. Их можно применять практически на любом месторождении, разрабатываемом с заводнением, но только на основании эконо­мических оценок, так как они требуют больших объемов химичес­ких реагентов.

 

 

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз­кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф­фективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25 - 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязко­сти. При нагревании нефти от 20-25 до 100-120 °С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20 мПа-с, см. рисунок

 

 

 

Зависимость вязкости нефти µ_н от темпе­ратуры

для Кенкиякского месторождения

На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пла­сты, содержащие высоковязкие нефти, - внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин.