Силы, движущие нефть в пласте. Нефть в пластах


Увеличение коэффициента извлечения нефти из нефтяных пластов – одна из главных задач нефтегазового комплекса в ближайшие годы

В последние годы ведется поэтапная работа по повышению эффективности разработки и нефтеотдачи месторождений действующего фонда. Причем повышение коэффициента извлечения нефти из нефтяных пластов станет одной из главных задач казахстанского нефтегазового комплекса на ближайшие 10-15 лет.

Сейчас около 70 % нефти на действующих месторождениях остается в недрах. Конечно, есть объективные причины, связанные со спецификой месторождений. Вместе с тем, например, в Норвегии этот показатель достигает 50 %. 

Отмечается, что в настоящее время подавляющая часть (около 70 %) нефти на действующих месторождениях остается в недрах. Подчеркивается, что значительная часть отечественного углеводородного сырья пре дставлена выс оковязкими и парафинистыми видами нефти с повышенным содержанием серы. Особое среди стран СНГ после России (61,1 %) [3; 59-70]

Прежде всего необходимо отметить, что добываемая в Казахстане нефть по группе основных качественных характеристик относится к различным типам. Определенное влияние оказывают: глубина залегания продуктивных пластов, возраст геологических структур, местоположение скоплений углеводородов [1; 75-82]. Однако большая часть отечественного углевородного сырья представлена высоковязкими и парафинистыми видами нефти с повышенным содержанием серы [2; 85-92]. По запасам тяжелой парафинистой внимание уделяется применению нефти (22 %) Казахстан занимает второе место эффективных технологий, позволяющих решить проблемы добычи тяжелой нефти из коллекторов. Делается вывод о том, что в республике следует расширять перечень высокоэффективных технологий извлечения запасов нефти как за счет привлечения международного передового опыта, так и за счет собственных разработок.

Казахстанские тяжелые нефти по своим реологическим характеристикам отличаются повышенными значениями вязкости и содержания парафинов, но меньшим содержанием дизельных фракций. Добыча таких видов нефти ставит перед нефтяниками ряд сложных технических проблем.

Тяжелая нефть очень вязкая и может находиться в полутвердом или даже в твердом состоянии, что значительно увеличивает трудности ее добычи по сравнению со стандартной нефтью. В связи с этим первичная добыча нефти из таких коллекторов отличается очень низким коэффициентом нефтеотдачи (5-10%) [4; 38].

На сегодняшний день основной системой разработки нефтяных месторождений в Казахстане традиционно является заводнение. Однако являясь наиболее предпочтительным вариантом как в силу своей невысокой стоимости, так и в силу повсеместного распространения рабочего агента для вытеснения нефти (пресной воды), заводнение не позволяет получить высоких значений коэффициента извлечения нефти (КИН) [5; 52].

Обычно нагтенание воды для улучшения извлечения тяжелой нефти повышает пластовое давление и помогает вытеснить тяжелую нефть из коллектора. Однако при этом возникают проблемы низкой эффективности охвата пласта-коллектора вытесняющей водой и большого содержания воды в добываемой нефти. Главной причиной недостаточной эффективности процесса вытеснения тяжелой нефти является низкий коэффициент подвижности нефти из-за ее высокой вязкости. Поскольку до сих пор большая часть запасов нефти остается в пласте, а условия дальнейшего ее доизвлечения заметно осложняются, для борьбы с этим негативным явлением многие ученые мира рекомендуют

  1. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов. Этот способ основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью и породой, в результате которого происходит изменение межфазных характеристик системы нефть-водная фаза-порода и, следовательно, условии вытеснения нефти водой.

Наиболее важными механизмами повышения нефтеотдачи являются снижение межфазного натяжения, изменение смачиваемости породы и эмульгирование нефти, в основе которых лежит реакция нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием солей щелочных металлов, являющихся поверхностно-активными веществами (ПАВ). Образование ПАВ сопровождается адсорбционно-десорбционными процессами на границе раздела фаз и массопереносом продуктов взаимодействия в водную и нефтяную фазы [4; 38].

  1. Метод закачки полимерных композиций в нефтяные пласты. Полимерное

использовать различные термические методы, например, нагнетание пара, циклическое возбуждение с помощью нагнетания пара, парогравитационный дренаж пласта. Однако во многих пластах-коллекторах тяжелой нефти, особенно в глубокозалегающих или в пластах с продуктивным интервалом небольшой мощности, нагнетание пара может быть неэкономичным и неэффективным. Кроме того, термические методы также требуют больших затрат энергии. В связи с этим необходимы альтернативные нетермические методы добычи, менее затратные и энергоемкие, модернизацией производства непосредственно на месторож-дении. На наш взгляд, в будущем применение следующих методов позволит решить проблемы добычи тяжелой нефти из коллекторов:

Метод нагнетания СО2 в пласт. Данный способ достаточно исследованный и широко применяемый для повышения добычи легкой нефти [6; 16-23]. Основным преимуществом использования СО2 является его способность в условиях стандартных коллекторов становиться сверх критической жидкостью, обладающей высокой растворяющей способностью, обеспечивающей экстрагирование углеводородов и смешиваемость с нефтью. Помимо этого, из-за высокой плотности такой сверхкритической жидкости, она полностью совместима с нефтью, что облегчает гравитационное расслоение.

нефтедобывающим предприятиям заводнение рассматривается как способ уменьшения соотношения вязкостей вытесняющего агента (воды) и нефти, а также как эффективный метод выравнивания неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пористой среды. Механизм повышения нефтеотдачи при полимерном заводнении включает три составляющие: снижение фазовой проницаемости по воде; уменьшение отношения подвижностей воды/нефти за счет роста вязкости вытесняющего агента; отклонение нагнетаемой воды из обводненных зон при увеличении в них фильтрационного сопротивления. Основными предпосылками для внедрения метода полимерного заводнения являются повышенная вязкость пластовой нефти (более 5 мПа с) и/или проницаемостная неоднородность продуктивного пласта. Невозможно использовать полимер дляглубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами (менее 20 мД) и/или имеющих высокую температуру (более 90°С).

В последнее время по заказу АО «Мангистаумунайгаз» (ММГ), институтами АО «КазНИПИмунайгаз» успешно выполнены лабораторные исследования на кернах с целью выбора реагентов для полимерного заводнения. Подобраны опытные участки на месторождении Каламкас.

Выявлено, что после тестового применения метода полимерного заводнения на месторождении Каламкас добыча выросла с 22 до 44 %.

Результаты геолого-гидродинамического моделирования показывают, что применение полимерного заводнения позволит увеличить КИН на 12 %. Сегодняшний уровень остаточных извлекаемых запасов нефти по Мангыстауской области составляет 662 млн. т, а с учетом роста КИН есть возможность увеличить уровень запасов на «старых» месторождениях на 79 млн. т, что сравнимо с открытием нового месторождения, такого к примеру, как Кумколь [7; 8].

Такое увеличение КИН окупит все затраты на создание производств необходимых полимеров и других химреагентов.

  1. Метод щелочно-полимерного заводнения. Известно, что применение растворов щелочей и полимеров (AlkaliSurfactant-Polymer) приводит к синергетическому эффекту. При взаимодействии щелочи с кислотными компонентами в нефти образуются водорастворимые соли, обладающие свойствами ПАВ, которые, в свою очередь, адсорбируются на границе раздела фаз нефть-вода и тем самым снижают межфазное натяжение. Кроме того, увеличивается смачиваемость породы, то есть происходит гидрофилизация системы. Добавка щелочи улучшает фильтационные свойства полимера. С повышением рН раствора адсорбция полимера резко уменьшается, что способствует увеличению охвата пласта заводнением. Таким образом, нетепловые методы разработки залежей высоковязких нефтей, связанные с использованием активных добавок к закачиваемой воде (щелочь, полимер, щелочь + полимер), характеризуются высоким потенциалом по приросту вовлекаемых в разработку запасов. Изучение теоретических основ этих методов и их промышленное внедрение особенно актуально в условиях, ограничивающих применение тепловых способов добычи нефти [4; 39].
  2. При разработке высоковязких нефтяных залежей в пластовых условиях применяются новые технологии, которые в значительной степени устраняют негативные явления, характерные для эксплуатации залежей высоковязких нефтей при водонапорном режиме [8; 62-66].

В первую очередь, это бурение горизонтальных скважин и боковых наклоннонаправленных стволов из существующих добывающих скважин. Горизонтальные технологии позволяют существенно увеличить дебиты добывающих скважин и тем самым сделать более эффективным извлечение нефти. О высокой эффективности горизонтальных технологий свидетельствует тот факт, что в Канаде почти половина всех горизонтальных скважин пробурена на месторождениях тяжелой нефти. К новейшим методам горизонтальных технологий относится метод радиального бурения глубокопрони

articlekz.com

Силы, движущие нефть в пласте

В зависимости от природных условий и условий эксплуатации могут действовать следующие силы, движущие нефть в пласте: а) напор краевых вод; б) упругость жидкости и породы; в) давление сжатого газа; г) рас­ширение газа, растворенного в нефти; д) сила тяжести нефти; е) диффе­ренциальная энергия внутренних поверхностей пористой среды и жид­ких фаз.

Напор краевых вод

Напор краевых вод, обусловливающий начальное давление в нефтяной залежи, играет огромную роль в процессе эксплуатации нефтяной залежи.

В результате добычи нефти через эксплуатационные скважины объем нефти в пласте непрерывно уменьшается. Однако краевые воды, находя­щиеся под большим давлением, продвигаются внутрь нефтяной залежи, восполняя потерянный объем, и продвигают нефть к забоям скважин.

Эффективность напора краевых вод сильно уменьшается с ухудше­нием проницаемости пласта и значительным удалением от области пита­ния. В этом случае большое значение для добычи нефти начинают при­обретать упругие силы жидкости и породы.

Упругость жидкости и породы

При недостаточном напоре краевых вод при эксплуатации нефтяной залежи происходит снижение давления как в нефтяной за­лежи, так и в водоносной части пласта вокруг месторождения. Снижение давления приводит в действие упругие силы пласта — происходит рас­ширение жидкости (нефти и воды), а также породы.

Коэффициенты сжимаемости жидкости и породы очень малы, но нефтяные залежи, связаны с обширными водоносными системами, снижение давления распространяется на сотни квадратных километров, т. е. захватывает огромные массы воды. Поэтому даже небольшое снижение давления при­водит к перемещению большого количества воды в сторону пониженного давления, т. е. в сторону нефтяной залежи. В действии упругих сил пласта доля участия пластовой воды и породы примерно одинакова.

Таким образом, действие упругих сил пласта, как и при напоре кра­евых вод, проявляется во внедрении воды в нефтяную залежь. Отличие состоит в том, что при действии упругих сил пласта давление в нефтяной залежи и на окружающих площадях непрерывно снижается. При напоре контурных вод снижение давления может произойти при увеличении отбора нефти из залежи, но в случае уменьшения отбора давление вновь восстанавливается.

Давление сжатого газа

При пересыщенности нефти газом свободный газ скапливается в повышен­ной части пласта, образуя газовую шапку. При отборе нефти из нефтяной части залежи и падении в ней давления газ, находящийся в газовой шапке под большим давлением, начинает расширяться и вытеснять нефть к за­боям скважин.

Газовая шапка, отсутствующая до начала разработки, может образоваться в пласте в процессе эксплуатации. Этому способствуют: 1) снижение давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом, приводящее к появлению свободного газа в пласте; 2) наличие хорошей проницаемости пласта, благоприятствующей быстрой миграции газа в повышенную часть пласта; 3) наличие значительного наклона пласта, ускоряющего миграцию газа и создание газовой шапки.

Расширение газа, растворенного в нефти

Выделяющийся при понижении давления и рассеянный в нефти в виде мельчайших пузырьков газ движется к забоям ближайших скважин. При приближении к скважине, где давление начинает резко понижаться, пузырьки газа расши­ряются и начинают сливаться, занимая отдельные поровые каналы. Вследствие указанных особенностей образующиеся и затем расширя­ющиеся пузырьки газа пронизывают всю нефть и вытесняют ее к забоям скважин. Однако вследствие очень малой вязкости газа происходит про­скальзывание пузырьков газа, и в целом их коэффициент полезного дей­ствия при вытеснении нефти оказывается небольшим.

 

Сила тяжести нефти

Давление, создаваемое столбом нефти, обычно намного меньше давления, создаваемого напором краевой воды. В связи с этим действие силы тяжести нефти приобретает практическое значение только тогда, когда напор краевых вод отсутствует или сильно снижен.

В условиях отсутствия напора краевых вод при хорошей проница­емости пласта под действием силы тяжести нефть перетекает в пониженные части пласта. Поэтому по мере отбора нефти уровень ее понижается, верхняя часть пласта постепенно осушается (рис.9.5) и, следовательно, давление в пласте постепенно снижается.

Кроме перечисленных выше сил, движущих нефть в пласте, необходимо отметить еще дифференциальную энергию внутренних поверхностей пори­стой среды и жидких фаз.

 

Рис. 9.5.Изменения столбов нефти под влиянием силы тяжести

и образование воронки дренирования

 

Дифференциальная энергия внутренних поверхностей пористой среды и жидких фаз

Сущность процесса при действии дифференциальной энергии вну­тренних поверхностей пористой среды для различных жидких фаз заклю­чается в том, что вода обладает тенденцией перетекать из более проница­емой породы в менее проницаемую независимо от действия гравитационных сил и давления. При этом вода, конечно, должна сма­чивать породу.

При описании капиллярного давления было отмечено, что его вели­чина тем больше, чем меньше размер пор. Исходя из этого, следует ожи­дать, что на продвигающемся контакте нефть-вода перепад давления в мелких поровых каналах, т. е. в менее проницаемых участках пласта, будет больше, чем в крупных поровых каналах, на величину разности капиллярного давления. Поэтому можно предположить, что капиллярное давление должно способствовать ускорению движения воды по мелким поровым каналам.

 

Дата добавления: 2015-08-18; просмотров: 163 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Классификация запасов углеводородов | Подсчет запасов углеводородов | Общая гидрогеология | М1,0 СО21,2, Rа (НСО357 SО431 Сl12 / Са59 Мg27 Nа14) Т70°, Д1000 л/ч | Нефтегазовая гидрогеология | Пластовое и забойное давление | Влияние давления на коллекторские свойства пластов | Аномальные пластовые давления | УГЛЕВОДОРОДОВ | Поверхностные явления в нефтяных пластах |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.065 сек.)

mybiblioteka.su

В нефтяных пластах

Количество просмотров публикации В нефтяных пластах - 108

Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов

Таблица 1

Показатели Коллектор
кварцевый полимиктовый, глинистый
Удельная адсорбция породы:    
мг/г 0,4-0,8 1-5
кг/т 0,4-0,8 1-5
кг/м3 1-2 2,5-10
Удельная адсорбция пористой среды:    
мг/см3 5-10 10-50
кг/м3 5-10 10-50
Удельная поверхность породы:    
см2/г (0,2-0,3) 103 (0,5-1,5) 104
см2/см3 (0,5-0,7) 103 (1-3,5) 104
м2/м3 (0,5-0,7) 105 (1-3,5) 106
Адсорбция ПАВ на поверхности пор:    
мг/см2 (2-2,5) 10-3 (2-3)10-4
кг/м2 (2-2,5) 10-5 (2-3)10-6
Адсорбция ПАВ в пласте с балансовыми запасами 1 млн. т нефти, т (10-20) 103 (25-100) 103

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой крайне важно сти существен­ного изменения давления, темпов или объёмов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объёмов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объём пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объёма пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объёмов пор воды. При мень­шем объёме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объём пласта͵ подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. К примеру, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объёма пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объёме пласта͵ составляющем лишь 10-20 % общего объёма. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ должна быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. При этом нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 ᴦ.

Площадь участка, га…………………………………………………………………2000

Толщина пласта͵ м………………………………………………………………..........3,6

Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19

Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12

Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16

Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625 Число добывающих скважин:

всœего …………………………………………………………………………………… 85

первых рядов…………………………………………………………………………... 34

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вна­чале - (в объёме 10-20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·106 м3 воды, т. е. более порового объёма участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 ᴦ. и охватывает четыре продуктивных пласта - А2-3, А4-5, Б8 и Б10.

Площадь участка, га……………………………………………………………….2700

Средняя толщина пласта͵ м…………………………………………………………12

Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5

Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24

Число добывающих скважин ………………………………………………………116

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800

Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объёма порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на базе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счёт применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). В случае если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всœего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не должна быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объём жидкости) на опытном и сосœеднем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединœения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне ʼʼпостороннего шумаʼʼ (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателœем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

При этом технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателœей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Размещено на реф.рфЭти характе­ристики изучались попутно с определœением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целœей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всœего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента͵ легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определœения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определœенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, к примеру, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объёма пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объёма пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счёт ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счёт ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не должна быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1-4 т/т, что не должна быть экономически рентабельным.

referatwork.ru

В нефтяных пластах

Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов

Таблица 1

Показатели Коллектор
кварцевый полимиктовый, глинистый
Удельная адсорбция породы:    
мг/г 0,4-0,8 1-5
кг/т 0,4-0,8 1-5
кг/м3 1-2 2,5-10
Удельная адсорбция пористой среды:    
мг/см3 5-10 10-50
кг/м3 5-10 10-50
Удельная поверхность породы:    
см2/г (0,2-0,3) 103 (0,5-1,5) 104
см2/см3 (0,5-0,7) 103 (1-3,5) 104
м2/м3 (0,5-0,7) 105 (1-3,5) 106
Адсорбция ПАВ на поверхности пор:    
мг/см2 (2-2,5) 10-3 (2-3)10-4
кг/м2 (2-2,5) 10-5 (2-3)10-6
Адсорбция ПАВ в пласте с балансовыми запасами 1 млн. т нефти, т (10-20) 103 (25-100) 103

 

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

Площадь участка, га…………………………………………………………………2000

Толщина пласта, м………………………………………………………………..........3,6

Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19

Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12

Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16

Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625Число добывающих скважин:

всего …………………………………………………………………………………… 85

первых рядов…………………………………………………………………………... 34

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вна­чале - (в объеме 10-20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·106 м3 воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А2-3, А4-5, Б8 и Б10.

Площадь участка, га……………………………………………………………….2700

Средняя толщина пласта, м…………………………………………………………12

Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5

Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24

Число добывающих скважин ………………………………………………………116

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800

Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.



3-net.ru