Методы повышения нефтеотдачи пластов. 2. Техникотехнологическая часть Геология месторождения

• Название: 2. Техникотехнологическая часть Геология месторождения
• Дата: 22.05.2023
• Размер: 267 Kb.
• Имя файла: Методы повышения нефтеотдачи пластов.doc
• Тип: Документы; #1151849
• страница: 2 из 2

Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неус­тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек­тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоко­вязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Форсированный отбор жидкости

Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана. Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения р₃.При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Усло­виями эффективного применения метода считают: а) обвод­ненность продукции не менее 80 - 85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения де­битов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропуск­ная способность системы сбора и подготовки продукции доста­точна).
2.5. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
2.5.1. Заводнение поверхностно-активными веществами
К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

Неионогенные ПАВ типа ОП-10 при оптимальном массовом содержании 0,05—0,1 % обеспечивают снижение поверхност­ного натяжения от 35—45 до 7—8 мН/м, увеличение угла сма­чивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8—10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повы­шение нефтеотдачи не более чем на 2—5 %. Метод закачки водных растворов ПАВиспытывался с 60-х годов на 35 участ­ках более 10 месторождений страны. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономи­ческая эффективность становится весьма сомнительной.

Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2—3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10—20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Тех­нология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе разме­щения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ раз­работана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцен­трированных (0,05—0,5 %) и высококонцентрированных (1— 5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием компо­зиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяже­ния до 0,01— 0,05 мН/м.
2.5.2. Полимерное заводнение
Метод полимерного заводненияоснован на способности рас­твора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивле­ния) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за рас­твором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА). Рекомендуется оторочка размером 0,1—0,5 от объема пор с концентрацией 0,01—0,1 %. Гель ПАА не технологичен в применении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой темпера­туре). Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, по­этому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного со­четания с другими методами повышения нефтеотдачи.

2.5.3. Щелочное заводнение
Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кисло­тами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчи­вые эмульсии и выделяются осадки. Для приготовления щелочных растворов могут ис­пользоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцини­рованная сода) Na₂CO₃, гидроксид аммония (аммиак) NH₄OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na2SiC > 3. Наиболее ак­тивные из них первый и последний (силикатно-щелочное завод­нение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек раз­мером 0,1—0,25 объема пор с концентрацией 0,05—0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая ото­рочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодей­ствии силиката натрия и хлористого кальция СаС1₂ образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiO₃, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отли­чаются большой сложностью.

Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В ре­зультате снижается водопроницаемость промытых зон, повыша­ется охват пласта заводнением и снижается межфазное натя­жение (до 3—4 мН/м).

Применяют либо техническую серную кислоту концентра­цией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80—85 % (сернокислотный от­ход производства высокооктанового бензина). Технология ме­тода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15 % порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигае­мой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины раз­мещают емкости (500—2000 м³) с АСК, которую насосами за­качивают в пласт. После этого скважина подключается к об­щей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией ис­пользуемого оборудования и эксплуатационной колонны сква­жины.
2.5.4.Вытеснение нефти двуокисью углерода
Исследования применения диоксида углерода начаты в на­чале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких ме­сторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 °С, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Метод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюи­дах, что обеспечивает объемное расширение нефти в 1,5—1,7 раз, смесимость его с нефтью (устранение капиллярных сил), снижение вязкости нефти (от десятков процентов до несколь­ких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение СО₂ как любого маловязкого агента сопровождается значительным снижением коэффициента охвата (на 5—15%), из-за чего увеличение коэффициента неф­теотдачи может составлять лишь 7—12 %.

Источниками получения СО₂ могут быть залежи углекислого газа, тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании при­родного газа получается в 6—11 раз больший объем продуктов сгорания.

Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагне­тательные скважины в газообразном (лучше при давлении пол­ной смесимости около 10—30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций СО₂ и воды приблизительно 0,25—1, а также в растворенном со­стоянии в виде карбонизированной воды концентрацией 3—5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (ко­эффициент вытеснения повышается всего на 10—15%). Опти­мальный объем оторочки СО₂ составляет 0,2—0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СО₂ с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов СО₂ предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, уг­леводородным газом и др. Техника закачки зависит от приме­няемой технологии.

Для внедрения метода необходимо решить проблемы транс­порта жидкого СО₂, распределения его по скважинам, утилиза­ции СО₂ и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Из всех известных методов закачка СО₂ наиболее универ­сальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного СО₂, так как потребности в нем (1000— 2000 м³ на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет от­ходов химического производства, хотя этот источник СО₂ эко­номически рентабелен.
2.5.5. Мицеллярно-полимерное заводнение
Мицеллярный раствор — это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтя­ного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бути­ловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе прак­тически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным данным, коэффициент нефтевытеснения при мицеллярном завод­нении составляет 80—98 %.

Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических ре­агентов: а) предоторочки (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого нат­рия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малокон­центрированного (20—50 % от объема пор) или высококонцен­трированного (5—15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30—60 % от объема пор) из по­лимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мщеллярно-полимерное заводнение).Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицел­лярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку до­бавляют спирт концентрации, равной его концентрации в ми­целлярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрирован­ными, содержащими до 50—70 % углеводородов, до 8—10 % сульфонатов, до 2—3 % стабилизатора, и малоконцентрирован­ными водными, содержащими углеводородов менее 5%, суль­фонатов до 2% и стабилизатора менее 0,1%. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают че­рез фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдержи­ваться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффектив­ность процесса.

Потенциальные масштабы применения метода очень боль­шие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтенасыщенностью более 30 % и вязкостью нефти менее 15— 20 мПа∙с). Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.
2.5.6. Тепловые методы исключения высоковязких нефтей, вытеснение нефти паром

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в за­лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак­ций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю­щих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от­носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при­чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз­работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле­дующие разновидности тепловых методов: теплофизические — закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин); термохимические — внутри-пластовое горение.

Пар как маловязкий рабочий агент обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5—0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3—0,35.

Закачка в пласт теплоносителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на за­бое скважины. Недостаток поверх­ностных теплогенераторов — большие потери теплоты (соответ­ственно снижение температуры) в поверхностных коммуника­циях и в стволе скважины. Нормированная потеря теплоты в подводящих трубопроводах составляет (0,5—6) 10³ % от теплопроизводительности парогенераторов на 1 м трубопровода.

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для умень­шения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с доста­точно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100—200 м между нагнета­тельными и добывающими скважинами, перфорируют сква­жины в средней части пласта, обеспечивают максимально воз­можный темп нагнетания теплоносителя (пара 100—250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область при­менения методов закачки пара на глубины за­легания пласта до 700—1500 м. Теплоноси­тель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3—0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических обработках(стимуляции) добываю­щих скважин в скважину в течение 15—25 суток закачивают пар в объеме 30—100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5—15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницае­мых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2—3 месяцев. Полный цикл занимает 3—5 месяцев и более. Обычно всего бывает 5—8 циклов за 3—4 года с увеличивающейся продолжитель­ностью каждого. Так как теплота доставляется на небольшую глубину в пласт, то плотность сетки скважин должна быть не более (1—2) 10⁴ м²/скв. На 1 т закачанного пара в среднем за все циклы добывают 1,5—2 т нефти (при уменьшении от 10—15 до 0,5—1 т).

Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную установку, поверхностные коммуникации (трубо­проводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные типа УПГГ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводительность 22,2—144 ГДж/ч, паропроизводительность 9—60 т/ч, ра­бочее давление на выходе 6—16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38—98 т.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными рас­ширениями элементов скважины определяется подбор устье­вого и внутрискважинного оборудования, которое включает ар­матуру устья типа АП (задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку.

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом об­садной колонны и добывающего оборудования. Для предупреж­дения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ог­раничение отборов вплоть до остановок скважин и др.