РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ РАСТВОРАМИ ПАВ. Вытеснение нефти водными растворами пав


Вытеснения нефти водными растворами неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ)

Целью данного исследования является возможность повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей с применением поверхностно-активных веществ. Увеличение коэффициента извлечения высоковязкой нефти в условиях неоднородных по проницаемости пластов должно обеспечиваться за счет внедрения технологии закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ). В данном исследование для достижения целей более полного вытеснения нефти рекомендуется применение водных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).

По мнению многих исследователей, преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2–2,7 %. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5–4 %, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.

Одним из критериев применимости метода является температура пласта не более 70оС. Минерализация пластовой воды не должна превышать 200 г/м3 [1]. Толщина нефтенасыщенного пласта не должна превышать 15 м [1]. Неблагоприятным фактором применимости метода является трещиноватость пласта, глинистость пласта должна быть не более 10 %, в песчаных коллекторах с проницаемостью до 1,0 мкм2. Для тех месторождениях имеющие соответствующие геолого-физическими характеристики, как описывалась выше, можно использовать в качестве метода увеличения нефтеотдачи пластов нагнетание водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Существенным достоинством заводнения пластов водными растворами НПАВ является исключительная простота технологии применения, транспортирования, хранения, приготовления и закачки в пласт. НПАВ малочувствительны к солям, применимы в широком диапазоне температур и хорошо совместимы с другими химическими реагентами.

В дополнение, применение НПАВ является экономически целесообразным методом увеличения нефтетдачи. Ниже в таблице 2 и Рисунок 1показаны годовая потребность и суточный расход неионогенных ПАВ для закачки в нагнетательные скважины и графическое изменение КИН (Рис.2) на ближайшие годы разработки.

Таблица 2

Годовая потребность и суточный расход неионогенных ПАВ

Годы

Годовой расход НПАВ, т (при концентрации НПАВ = 0.075 %)

Суточный расход НПАВ, кг (при концентрации НПАВ = 0.075 %)

2013

89,0

243,8

2014

159,9

438,2

2015

207,6

568,9

2016

193,6

530,4

2017

179,9

492,8

2018

166,8

457,0

2019

154,4

423,0

2020

142,9

391,1

2021

131,8

361,1

2022

121,6

333,1

2023

112,0

307,0

2024

103,2

282,6

2025

94,9

260,0

2026

78,6

215,2

2027

72,4

198,3

2028

77,5

212,4

2029

81,2

222,4

2030

76,6

209,9

Рис. 1. График расходов НПАВ

Рис. 2. Изменение КИН в зависимости от времени

Для осуществления вариантов разработки месторождения, можно рекомендовать данный метод увеличения нефтеотдачи с закачкой ПАВ. Для приготовления раствора может использоваться смесь пластовой воды установленных горизонтов, сточной и предполагаемой для закачки воды водоносных горизонтов после проведения соответствующих исследований.

Перед началом внедрения системы ППД в целях предотвращения возможных осложнений, связанных возможным выпадением солей в нефтяном пласте и активизации коррозионных процессов рекомендуется провести комплексные исследования на стабильность, совместимость, коррозионную активность и содержание СВБ пластовой воды в установленных горизонтов, сточной и предполагаемой для закачки воды водоносных горизонтов.

Рекомендуемая концентрация НПАВ в закачиваемой воде — 0.05–0.1 %. В качестве НПАВ рекомендуются к применению: оксиэтилированный изононилфенол — Неонол АФ-12, оксиэтилированные алкилфенолы (типа ОП-10), блоксополимеры окисей этилена и пропилена (дисолваны, проксонолы и сепаролы).

НПАВ добавляется в закачиваемую воду на БКНС с помощью дозаторного насоса.

Литература:

1.      Сургучев М. Л., Колганов В. И. и др. «Извлечение нефти из карбонатных коллекторов» — М.: Недра, 2005 г.;

2.      Лысенко В. Д. «Проектирование разработки нефтяных месторождений — М.: Недра, 1987 г. — 246 с.;

3.      Т. А. Бурдынь «Методы повышения нефтеотдачи пластов при заводнении», М, «Недра», 1983 г.;

moluch.ru

РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ РАСТВОРАМИ ПАВ

Задача 5.1

Из прямолинейного пласт длиной l = 400 м, шириной b = 400 м и толщиной, h =10 м вытесняют нефть водным раствором ПАВ. Вязкость воды = 10-3 Па∙с, вязкость нефти в = 4∙10-3 Па*с, пористость пла­ста m = 0,2, sсв=0,05. Параметр изотермы Генри а=0,25 м3/м3.

Принимаем, что относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором ПАВ, так и чистой водой линейнозависят от водонасыщен­ности (рисунок 5.1), по данным лабораторных экспериментов s* = 0,65; s** = 0,7.

Расход закачиваемой в пласт воды q=500 м3/сут. Определить время t* подхода к концу пласта (x=l) нефтяного вала х*, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором ПАВ происходит поршневым образом.

Положим s1=s**=0,7; s3=s*=0,65. Следовательно конечная нефтеотдача при применении водного раствора ПАВ возрастает на 5% по сравнению с неф­теотдачей при обычном заводнении.

Определим скорость фильтрации воды в области 1:

(5.1)

Отношение скорости фронта сорбции wсор к скорости фильтрации v равно: (5.2)

Отсюда wсор= 0,1447∙10-5∙0,242 = 0,35∙10-6 м/с.

 

(5.3)

Рисунок 5.1 –Зависимость относительных проницаемостей k для нефти и воды, а также для и нефти и водного раствора ПАВ от водонасыщенности s. Относительнаяпроницаемость: 1 – для нефти при вытеснении ее водой; 2 – для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 – для воды; 4 – для водного раствора ПАВ

 

После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть (5.3), получим:

(5.4)

Таким образом:

Отсюда s2 = 0,627. Следовательно:

Тогда:

По данным наших расчетов в нефтяной пласт будет закачано 2,084∙106 м3 водного раствора ПАВ или 1042 т сухого вещества ПАВ.

Следовательно, при рассматриваемом вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ дополнительно извлекаемая нефть станет поступать на поверхность через 11,4 года после начала закачки раствора.

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 5.1

Вариант
длина пласта l (м)
ширина пласта b (м)
нефтенасыщенная толщина h (м)
Пористость m 0,20 0,25 0,21 0,18 0,25
вязкость нефти в пластовых условиях μН (Па∙с) 5∙10-3 7∙10-3 3∙10-3 10∙10-3 12∙10-3
Расход закачиваемого в пласт водного раствора ПАВ q (м3/сут)
насыщенность связанной водой sCB 0,07 0,06 0,05 0,08 0,077
Параметр изотермы сорбции Генри а (м3/м3) 0,25 0,24 0,22 0,27 0,20

Определить основные параметры вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ: (скорость фильтрации,отношение скорости фронта сорбции к скорости фильтрации,время прохождения водного раствора ПАВ по длине пласта, объем закачивания водного раствора ПАВ в нефтяной пласт)

6. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕ­НИЯ ПРИ ПОЛИМЕРНОМ ЗАВОДНЕНИИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

 

Задача 6.1

Стоимость полимеров довольно высока, поэтому в целях экономии сначала закачивают некоторый объем полимерного раствора (оторочку полимерного раствора), а затем проталкивают ее обычной водой. Благодаря этому значительно сокращаются затраты дорогостоящего полимера и затраты по приготовлению полимерных растворов. Чтобы оторочка не полностью размылась до подхода к эксплуатационным сква­жинам, объем ее должен быть подобран с учетом неоднород­ности пласта, соотношения вязкостей нефти и раствора по­лимера.

В результате сорбции полимеров с пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции. Впереди фронта сорбции в пласте движется вода, практически не содержащая полимеров.

Определим время закачивания полимерного раствора в пласт для создания в нем необходимого размера оторочки и время прохождения фронта вытеснения через пласт.

Ширина пласта b=400м, мощность h=15м, расстоя­нием между нагнетательной и добывающей галереями l= 500 м, концентрация ПАА с=0,05; скорость закачки полимерного раствор q = 800 м3/cyт, пористость пласта m=0,16; ПАА сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(с) = α, где a - коэффициент сорбции; α=1,2 [9].

Для определения скорости фронта ПАА и распределения их концентрации в пласте выведем уравнение материального баланса. Для этого выделим элемент объема пласта ΔV=Δxbh, в котором будем считать движение жидкостей происходящим вдоль оси 0х, и составим уравнение баланса объема ПАА (см.рисунок 6.1).

 

Рисунок 6.1 – Схема вытеснения нефти из пласта оторочкой полимерного раствора

 

За время Δt в элемент ΔV войдет определённый объем ПАА:

Q1 = qПАА∙Δt=q∙c(x,t)∙Δt, (6.1)

За то время из элемента ΔV выйдет объем ПАА:

Q2= qПАА∙Δt=q∙c(x+Δx∙t)∙Δt, (6.2)

В момент времени t в элементе объема пласта ΔV было ПАА:

Q3=mΔV[c (x1,t)+a(x1,t)], (6.3)

За время Δt количество ПАА изменилось и стало равным:

Q1=mΔV[c(x1,t+Δt)+a(x1,t+Δt)], (6.4)

где x1 – некая точка интервала Δx, в которой концентрация полимера равна усредненному значению концентрации в объеме ΔV в момент времени t и t +Δt.

Составив уравнение баланса, получим:

Q1-Q2= Q4-Q3, (6.5)

или

qc(x,t)Δt-qc(x+Δx,t)Δt=mΔ(c(x~,t+Δt)+a(x~,t+Δt)-c(x~,t)-a(x~,t)), (6.6)

Разделим обе части полученного уравнения на ΔV∙Δt , а также примем Δx и Δt стремящиеся к нулю:

, (6.7)

Так как a(с) = αс, получим форму уравнения баланса водного раствора полимера:

, (6.7)

Определим начальные и граничные условия:

в начальный момент времени t = 0 в пласте отсутствует полимерный раствор, т. е. c(x,0)=0, (6.8)

Начиная с момента времени t = 0, в пласт через нагнетательную скважину закачивается водный раствор полимера с концентрацией с = 0,05.

Таким образом, граничное условие будет иметь вид:

с(0,t)=c0, (6.9)

Решив (2.34)-(2.36), получим:

с(x,t)=c0, x≤ ,

с(x,t)=0, x> ; (6.10)

Отсюда следует, что фронт сорбции полимерного раствора движется со скоростью

VC= , (6.11)

где V – линейная скорость фильтрации:

V= =0,133 м/сут., (6.12)

Подставляя в выражение для скорости фронта сорбции полимерного раствора значение скорости фильтрации V и значения пористости и коэффициента сорбции ПАА, можно найти скорость продвижения фронта сорбции полимерного раствора:

Vc= = 0,693 м/сут., (6.13)

Определим объем оторочки ПАА и время, необходимое для ее создания.

Скорость продвижения фронта оторочки полимерного раствора

VC= , (6.14)

В момент времени t=t* формирование оторочки закончилось и началась стадия проталкивания оторочки водой, закачиваемой с расходом q. Для определения скорости продвижения оторочки полимерного раствора выведем уравнение, описывающее распределение концентрации активных веществ на стадии проталкивания оторочки закачиваемой водой.

Выделим элемент объема пласта ΔV=bhΔx и рассмотрим баланс объема полимерного раствора:

За время Δt в ΔV вошел объем полимерного раствора равный:

Q1 = qc(x,t)Δt, (6.15)

За это же время из элемента ΔV вышло следующее количество ПАА:

Q2 = qc(x+Δx,t)Δt, (6.16)

В момент времени t в элементе объема ΔV содержалось количество полимерного раствора равное:

Q3 = m ΔV [c(x,t)+a(x,t)], (6.17)

которое за время ΔV стало равным:

Q3 = m ΔV [c(x,t)+a(x,t+Δt)], (6.18)

cоставляя уравнение баланса, получим

Q1-Q2= Q4-Q3, (6.19)

После подстановки полученных выражений для Q1-Q4 деления обеих частей уравнения на ΔV ∙Δt и устремления Δx и Δt к нулю получим:

, (6.20)

Уравнение распределения концентрации ПАА в пласте на стадии проталкивания оторочки водой имеет вид:

, (6.21)

В момент времени t=t* (момент начала проталкивания оторочки водой) во всех сечениях пласта, через которые прошел фронт оторочки, концентрация ПАА будет равна концентрации закачки, поэтому начальное условие будет иметь вид:

c(x,t*)=c0, x≤xф(t*), (6.22)

Начиная с момента времени t=t* оторочка будет проталкиваться водой, не содержащей ПАА. Поэтому граничное условие примет вид:

c(0,t)=0, t≥t* , (6.23)

Решив (2.48)-(2.50 ) получим:

с(x,t)= (6.24)

где VТ – скорость продвижения оторочки, определяемая из соотношения

VТ= , (6.25)

Найдем время t* необходимое для создания оторочки:

V (t– t*) = ,

VТ (t– t*) = ; (6.26)

Решая эти два уравнения относительно t* , получим

t*=t = = ≈1319 сут≈3,62 года, (6.27)

Таким образом время закачивания полимерного раствора в пласт для создания в нем необходимого размера оторочки составит 3,62 года.

Время прохождения фронта вытеснения через пласт длиной 400м составит 3007,5 суток (400/0,133) или 8,24 года.

Похожие статьи:

poznayka.org

Применение водорастворимых ПАВ

     Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на вытеснении нефти водными растворами различных химических реагентов, улучшающих или изменяющих в необходимых направлениях вытесняющие свойства воды. Среди физико-химических методов широкое распространение получили:

  1. Применение  водорастворимымых ПАВ.
  2. Полимерное заводнение.
  3. Использование мицеллярных растворов.
  4. Применение  серной кислоты.
  5. Вытеснение и довытеснение нефти растворами щелочей.
  6. Закачка двуокиси углерода.

 Применение водорастворимых ПАВ

          Данный метод заводнения является наиболее изученным и распространённым в промысловой практике. Наибольший вклад в разработку метода внесли ученые БашНИПИнефть, ВНИИнефть и других институтов. Первое промышленное внедрение метода осуществлено на Арланском месторождении Башкирии в 1967 году. В настоящее время при заводнении многих месторождений Западной Сибири широко применяют ПАВы.

Физико-химические основы применения метода. Результаты лабораторных и промыслово-экспериментальных работ отечественных и зарубежных исследователей [1,2 и др.] показывают, что эффективность применения водных растворов ПАВ в рассматриваемых условиях следующими основными факторами:

  • Снижением поверхностного натяжения на границе раздела нефть – вода;
  • Созданием условий для диспергирования частиц нефти в потоке воды в порах коллектора;
  • Созданием условий, препятствующих коаленсценции капель нефти и их прилипанию к породе коллектора;
  • Возможностью увеличить скорость течения нефти за счёт снижения поверхностного натяжения;
  • Способностью ПАВ покрывать поверхность породы тонкой плёнкой высокой прочности, улучшая  таким образом смачивающие свойства воды и уменьшая поверхностное натяжение на границе с нефтью и породами коллектора;
  • Возможностью ПАВ облегчать деформацию менисков в порах – капиллярах пласта, вследствие чего капиллярное давление, развиваемое менисками в пористой среде, значительно уменьшается.

        В промысловой практике для повышения нефтеотдачи пластов применяются в основном неионогенные ПАВ. Неионогенные вещества не диссоциируются в водных растворах. Их молекулы проявляют поверхностную активность как целые нейтральные единицы. Растворимость их в воде определяется кислородсодержащими группами – эфирными и гидроксильными, которые образуют водородные связи с молекулами воды. Молекула неионогенных ПАВ состоит из гидрофобной части, представляющей собой остаток молекулы амина, фенола, алкилфенола, и гидрофильной части, являющейся полимеризованной окисью этилена.

           Из неионогенных ПАВ наиболее распространены полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, синтезированные под названием вспомогательныз веществ ОП – 7, ОП – 10, ОП – 20, ОП – 45 и эмульгатора ОП – 4 (цифры характеризуют среднее число групп окиси этилена на 1 молекулу алкилфенола).

             Для заводнения пластов используют неионогенные ПАВ типа:

R-C6h5-O(Ch3-Ch3-O)n H.

Здесь R- углеводородный прямоцепочный или разветвленный радикал, представляющий гидрофодную часть молекулы ПАВ; n – число последовательно присоединенных молекул окиси этилена, диссолваны, проксанолы, сепаролы, а также оксиэтилированные жирные спирты:

R–O-(Ch3-Ch3-O)n H.

       При заводнении пластов неионогенные ПАВ обладают следующими свойствами:

  • Не вступают в реакцию с катионами кальция и магния, содержащиеся в пластовых и промысловых сточных водах;
  • Хорошо растворяются в нагнетаемой  в пласт воде;
  • Обладают достаточно высокой поверхностной активностью на границе нефть-вода при малых концентрациях;
  • Улучшают смачивание поверхности нефтесодержащих пород;
  • Обладают незначительной адсорбируемостью на поверхности пород.

               Из поверхностно – активных веществ наиболее распространенными считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным и промысловым данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшают ее отмывающие свойства: снижается поверхностное натяжение на границе  воды и нефти, уменьшается краевой угол смачиваемости, увеличивается приемистость нагнетательной скважины и т.п. Метод рекомендуется применять на залежах с водонасыщенностью пласта не более 15 % (из-за способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкостях пластовой нефти 5-30 мПас, с проницаемостью пласта выше 30-40 mD и температурой пласта до 1580  F.

            Считается, что применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может оказаться достаточно эффективным на залежах со слабопроницаемыми карбонатными коллекторами. Возможный прирост коэффициента нефтеизвлечения от применения этого метода оценивается в 3-5 %.

          Опытными работами, проведёнными на месторождениях страны, установлено, что применение растворов ПАВ целесообразно на месторождениях с остаточными запасами 60 % и более при вязкости нефти 0т 1 до 60 сП  при температуре пласта до 900С.

Лабораторные исследования. Применению ПАВ для каждого месторождения должны предшествовать лабораторные исследования  по определению растворимости ПАВ в пресных и пластовых водах данного месторождения, предельной адсорбции, поверхностной активности и нефтевытесняющей способности.

        Так, например, для определения растворимости ПАВ необходимо создать модели пластовой и сточной воды, используемой для закачки на месторождении.

         Поверхностная активность ПАВ может быть определена сталогмометрическим способом измерения межфазного натяжения, основанном на измерении объёма капель керосина, выдавливаемых в раствор ПАВ из капилляра. Межфазное натяжение на границе двух жидкостей определяют по формуле

s- межфазное натяжение; к – постоянная прибора; V – объём выдавливаемой жидкости; d1 и  d2 – плотности обеих жидкостей.

        Определение адсорбционной способности ПАВ осуществляется в лабораторных условиях. Для этого берут навески специально подготовленного кварцевого песка (10 г ), который помещают в колбы, куда потом заливают по 30 ил раствора ПАВ.

           Количество адсорбированного вещества определяют по формуле

          По полученным данным находят величину предельной адсорбции. Допустимая величина не должна превышать 0,3-0,4 мг/л. Где А – адсорбция, мг/л; С1 и С2 – концентрация раствора ПАВ до и после контакта с песком, %; V  - объём раствора ПАВ, мл; р – навеска песка, г.

           Вытесняющая способность ПАВ оценивается путём сравнения коэффициентов вытеснения нефти 0,05 % раствора ПАВ с коэффициентом вытеснения нефти водой. Если коэффициент вытеснения нефти раствором ПАВ на 10 % больше, чем коэффициент вытеснения нефти водой, то результаты испытаний можно считать удовлетворительными.

        Для определения температуры помутнения в лабораторных условиях готовят однопроцентный раствор ПАВ в дистиллированной или пластовой воде. Затем 30 мл раствора ПАВ наливают в стеклянную пробирку, помещенную в колбу с глицерином. Колбу нагревают со скоростью 2-3 градуса в минуту на электрической плитке. За температуру помутнения принимают температуру, при которой происходит резкое помутнение раствора ПАВ. Полученное значение температуры помутнения раствора ПАВ должно соответствовать паспортным данным продукта.

Технологические основы применения водных растворов ПАВ. Промышленному внедрению растворов ПАВ должны предшествовать опытно-промышленные работы на отдельных участках месторождения с целью определения оптимальных условий технологических операций, оценки технико-экономических показателей разработки месторождения.

       В качестве методики расчёта технологических показателей разработки месторождения с использованием растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов может быть рекомендована методика БашНИПИнефть, а также другие методики, утвержденные как руководящие документы.

            На основе этих работ в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина создан комплект программ по расчёту основных технологических показателей процесса заводнения с помощью растворов ПАВ.

           При раздельном воздействии на пласты в качестве пакерующего устройства рекомендуется использовать клапанный пакер КП-500. Пакер устанавливают на любой глубине с опорой на забое и без таковой.

           Внедрение заводнения с ПАВ осуществляется на базе существующей системы обустройства месторождения. Дополнительными объектами являются: базы приёма и хранения ПАВ с транспортными коммуникациями, пункты приготовления , дозировки и подачи ПАВ в систему заводнения.

        В настоящее время для дозированой подачи ПАВ разработаны  установки УДПВ-5, УДПВ-25 и УДПВ-50 производительностью соответственно 5, 25 и 50 м3 в сутки. Установки  обеспечивают прием ПАВ из автоцистерн, поддержание текучести ПАВ в блоке ёмкости, дозирование ПАВ, подогрев, перекачку и циркуляцию раствора ПАВ как в блоке ёмкости, так и в блоке подогрева.

         Необходимо отметить, что применение водных растворов ПАВ для заводнения пластов не всегда следует рассматривать как основной метод повышения нефтеотдачи пластов. В ряде случаев этот метод может комплексироваться с другими методами или рассматриваться как вспомогательный.

Список литературы
  1. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л., Рузаков Г.В. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных месторождений. – М.: Гостоптехиздат, 1965.
  2. Губанов Б.Ф. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М.Губкина. 1984, с.103

veselkov.me

РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Новые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) при разработки (повышения коэффициентов извлечения нефти) по виду применяемого процесса можно подразделять на следующие группы:

физико-химические методы - вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы - нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара;

термохимические методы - применение процессов внутрипластового горения нефти - “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами - растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличие от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка эффективности новых методов по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. Поэтому при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого испытания методов в различных геологопромысловых условиях.

При обосновании применения новых методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие, требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования. Поэтому при из проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов.Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2%. Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и обычное заводнение. С их помощью может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до 50-60 мПа×с), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3-10%. Ниже кратко рассматриваются наиболее известные методы.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти - 10-50 мПа×с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов - более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа×с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм2, температуре пласта до 70о С.

В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости - раствора полимера, а последнюю - рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применение метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%. Рекомендуется вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70-900 С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же фактора, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей - более 40 - 50 мПа×с, для которых метод заводнения не пригоден.

Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти - 0,4-0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2%, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящие к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3-4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так де, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемыми в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым “горением”). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное “сухое” горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500-2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000 мПа×с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30-35%. Мощность пласта должна быть более 3-4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать 70-80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения с связи с высокой температурой горения - 7000 С и выше - более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре - соответственно 400-500 и 200-3000 С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16-20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами - двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2-С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом - 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода - 8-14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов - более 100-1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти - менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов - до 10-15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном - не более 96-970 С, так при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуется для пластов с высокой нефтенасыщенностью - более 60-70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35-40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

mykonspekts.ru