Методы повышения нефтеотдачи пластов. Кнефт Квыт
 Скачать 1.02 Mb.
|
|
Коэффициент нефтеотдачи Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. К нефт = К выт * К охв * К зав где Квыт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта, Кохв. – коэффициент охвата пласта разработкой, Кзав. – коэффициент заводнения месторождения Коэффициентом вытеснения (Квыт.) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта: где Vнн – начальный объем нефти, Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта Vв Vнн Квыт Коэффициент нефтеотдачи Коэффициент охвата пласта воздействием (Кохв.) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения, Vп – начальный нефтесодержащий объем залежи Коэффициент заводнения (Кзав.) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата: где К01 – коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости, К02 – коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность, К03 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин, К04 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин, К05 – коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи Vп Vпп Кохв 05 04 03 02 01 К К К К К Кзав Повышение нефтеотдачи или интенсификация К методам увеличения нефтеотдачи (МУН) следует относить только методы, позволяющие повысить объем извлекаемой нефти, добываемой за счет дополнительного дренирования той части залежи, которая не охватывается разработкой при естественном режиме эксплуатации. Методы стимуляции (воздействия на пласт) имеют цель интенсифицировать приток нефти из скважины, воздействуя на ограниченное пространство вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) или на некотором удалении от нее. Все МУН можно условно разделить на 4 большие группы: 1) физико-химические (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.); 2) газовые (закачка УВ-газов, углекислого газа, азота, дымовых газов); 3) тепловые (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций); 4) микробиологические (введение в пласт бактериальной продукции или ее стимуляция непосредственно в нефтяном пласте) I группа – физико-химические МУН По механизму воздействия химических реагентов на нефтяной пласт все физико-химические технологии повышения нефтеотдачи пластов можно разделить на три условные группы: 1. Технологии по увеличению коэффициента вытеснения нефти и, следовательно, доотмыву остаточной нефти. В результате применения технологии наблюдается повышение вязкости добываемой продукции и увеличение количества асфальто-смолистых веществ в нефти. 2. Технологии по увеличению коэффициента охвата пласта заводнением. Основной эффект методов ПНП заключается во включении в разработку пластов неохваченных заводнением. 3. Технологии комбинированного воздействия 1-й и/или 2-й группы с непосредственным воздействием на нефть Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Для повышения качества доотмыва остаточной нефти применяют химические реагенты, обладающие хорошей моющей способностью. Все вещества можно разделить на 3 большие группы: 1) ПАВ – поверхностно активные вещества (химические соединения способные накапливаться на поверхности раздела фаз и вызывающие снижение поверхностного натяжения между веществами, образующими раздел фаз) 2) ПИВ – поверхностно инактивные вещества (химические соединения способные накапливаться на поверхности раздела фаз и вызывающие повышение поверхностного натяжения между веществами, образующими раздел фаз) 3) ПНВ – поверхностно неактивные вещества (химические соединения не проявляющие поверхностную активность) ПАВ Поверхностно-активными обычно называют вещества, присутствие которых в растворах уже при весьма малых концентрациях (десятые и сотые доли % масс.) приводит к резкому снижению поверхностного натяжения раздела фаз. Как правило, такие вещества имеют дифильное строение молекул, т.е. имеют полярную (гидрофильную) и неполярную (гидрофобную) часть. Примером полярных групп могут служить –OH, -COOH, -NO 2 , -NH 2 , -CN, -OSO 3 и т.д. Неполярной частью молекулы обычно являются углеродные радикалы ПАВ ПАВ: 1) Неионогенные (НПАВ) – в водном растворе не диссоциируют 2) Ионогенные (ИПАВ) – в водном растворе диссоциируют: a) Катионоактивные (КПАВ) b) Анионоактивные (АПАВ) c) Амфотерные (амфолитные) По ратсворимости: 1) Водорастворимые ПАВ 2) Водомаслорастворимые ПАВ 3) Маслорастворимые ПАВ ПАВ ПАВ ПАВ ПАВ Гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) – количественная характеристика ПАВ. Отражает отношение между гидрофильными свойствами полярной группы и липофильными свойствами углеводородного радикала, зависящими от его размера. ПАВ Факторы, влияющие на взаимодействие ПАВ с породой: Структура ПАВ Концентрация ПАВ Кинетика Состав поверхности пор Стабильность ПАВ Со-ПАВ Наличие электролитов и pH системы Температура Структура пор, шероховатость поверхности Структура пласта ПАВ Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, чем алевролиты. В алевролитах адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. Адсорбция в нефтенасышенных пластах выше, чем в водонасыщенных. ПАВ будет гидрофилизировать или гидрофобизировать породу в зависимости от заряда породы и типа ПАВ. Карбонатный коллектор заряжен (+) Терригенный коллектор – при рН > 2 заряжен (-), при рН < 2 заряжен (+) Например терригенный коллектор, КПАВ – при рН > 2 гидрофобизатор, при рН < 2 – гидрофилизатор При температурах выше 110 о С лучше применять амфолитные ПАВ Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Применение ПАВ Воздействие растворов ПАВ улучшает реологические и фильтрационные характеристики добываемой нефти за счет снижения межфазного натяжения и повышения смачивающей способности. Кроме того, применение ПАВ в технологиях повышения нефтеотдачи пластов является предпочтительным с точки зрения сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ хорошо сочетается с обычным заводнением, не требует больших капитальных вложений, способствует устранению ряда осложнений в добыче нефти. Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Применение НПАВ/ПАВ + применения ПАВ: Снижение межфазного натяжения, что позволяет нефти и воде образовывать водонефтяные смеси, обладающие лучшими «поршневыми» вытесняющими свойствами Возможность доотмыва остаточной нефти в пленочном состоянии Возможность гидрофилизации породы,. Т .е.. Изменение фазовой проницаемости для пластовых флюидов Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Применение НПАВ/ПАВ Чаще для вытеснения нефти заводнением применяют НПАВ. Доступные и промышленно широко используемые неионогенные ПАВ, применяемые для увеличения эффективности процессов вытеснения нефти обладают рядом серьезных недостатков: Потеря ПАВ за счет адсорбции на развитой поверхности породы. В зависимости от характера породы и свойств поверхности может происходить полная сорбция закачиваемого НПАВ, что увеличивает его расход и делает применение экономически необоснованным Водные растворы НПАВ характеризуются достаточно большим межфазным натяжением на границе с нефтью Высокая чувствительность к составу и свойствам пластовых вод (содержание кислорода, микроорганизмов и механических примесей, наличия электролитов и солей поливалентных металлов), которые могут снизить эффективность вследствие деструкции НПАВ или снижения его растворимости (высаждение НПАВ) раствора Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Применение НПАВ/ПАВ Чаще для вытеснения нефти заводнением применяют НПАВ. Доступные и промышленно широко используемые неионогенные ПАВ, применяемые для увеличения эффективности процессов вытеснения нефти обладают рядом серьезных недостатков: Недостаточная стабильность ПАВ, возможность их деструкции под воздействием различных факторов, например, повышенной температуры или агрессивной среды. невозможность использования НПАВ для глубокозалегающих пластов, имеющих температуру более 90 о С, т.к. растворимость большинства НПАВ с увеличением температуры уменьшается слабая биоразлагаемость НПАВ, повышенная способность загрязнения окружающей среды Для нивелирования негативных свойств можно использовать закачку ПАВ совместно с реагентами- стабилизаторами, которые ингибируют отрицательное воздействие на НПАВ. Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Применение малорастворимых в воде ПАВ (маслорастворимых ПАВ) Реагент используется в виде водной дисперсии чистого маслорастворимого ПАВ, но чаще ПАВ в углеводородном растворителе, с концентрацией не более 10% масс. Стабилизация эмульсии осуществляется самим ПАВ (то есть ПАВ является эмульгатором, стабилизатором и диспергируемым веществом). Дисперсия обладает свойствами неньютоновской жидкости и при старении проявляется эффект увеличения вязкости, связанный с внутренней реорганизацией структуры. Дисперсия маслорастворимого ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям. Избыточное количество ПАВ переходит на границу раздела фаз остаточная нефть – вода, снижая поверхностное натяжение на границе раздела фаз. Это приводит к образованию водонефтяных смесей с хорошими вытесняющими свойствами. Вязкость таких смесей близка к вязкости нефти и меняется с включением в свой состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10-15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет. Это позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и поддерживать эту величину длительное время. Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Мицеллярные растворы Мицеллярные растворы – растворы ПАВ, в которых крупные молекулярные (ионные) ассоциаты (мицеллы) находятся в термодинамическом равновесии с неассоциированными молекулами (ионами). Такие мицеллы существуют в определённом для каждого ПАВ интервале температур и концентраций. В мицеллярных растворах с высокополярной, обычно водной, растворяющей (дисперсионной) средой внутренняя часть мицелл образует гидрофобные, а внешний слой – гидрофильные группы, в случае неполярных углеводородных сред внутри мицелл сосредоточены гидрофильные группы, снаружи – гидрофобные. Мицеллярные растворы обладают способностью солюбилизировать в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия хорошего смешивания. Тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицелл в растворах и пластовых водах. Вытеснение нефти осуществляется закачкой какого-либо объема мицеллярного раствора и образования в пласте оторочки, которая проталкивается оторочкой водного раствора полимера, а затем обычной водой. Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Мицеллярные растворы плюсы: Снижение поверхностного натяжения до сверхнизких значений (до сотых долей мН/м) Теоретическая (лабораторная) возможность вытеснения нефти до 98 % (при оторочке 5% от порового объема) и до 80 % (при оторочке 2,5% от порового объема) Солюбилизирование в себе различных веществ (в зависимости от направленности мицеллы) минусы: Большой расход дорогих химических реагентов. Невозможность использования воды, которая отделяется от продукции добывающих скважин для обратной закачки в нагнетательные скважины. Плотность сетки. При промышленном внедрении мицеллярного заводнения плотность сетки должна быть невысокой (меньше 500 м), т.к. вероятность разрушения закачиваемой оторочки с увеличением расстояния возрастает Возможность инверсии мицеллы, и как следствие, потеря необходимых вытесняющих свойств Узкий диапазон устойчивости при определенной температуре и давлении (разрушение при температурах выше 65 о С) При содержании хлоридов более 15 г/л потеря нефтевытесняющих свойств Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Щелочное заводнение: Принцип действия основан на закачке щелочных агентов (вещества водный раствор которых обладает щелочной средой) в пласт. Обычно используют карбонаты и гидрокабонаты. При контакте с нефтекислотами образуются ПАВ: NaOH + R-COOH = R-COONa + H 2 O плюсы: ПАВы образуются непосредственно на границе контакта воданефть, т.е. уменьшается вероятность поглощения ПАВа породой во время закачки Относительно дешевая стоимость (по сравнению с заводнением ПАВами) Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Щелочное заводнение: минусы: Для эффективности метода необходимо наличие большого количества нефтекислот Нейтрализация рабочего раствора при наличии побочных кислотных соединений (углекислый газ и сероводород) Возможность выпадения осадков гидроксида кальция и магния (Ca(OH) 2 , Mg(OH) 2 ): NaOH + Ca 2+ = Ca(OH) 2 + Na + Технологии по увеличению коэффициента вытеснения Вытеснение раствором серной кислоты H 2 SO 4 : минусы: Наличие большого количества ароматических углеводородов Ar + H 2 SO 4 = Ar HSO 3 + H 2 O Повышенная коррозия Технологии по увеличению коэффициента охвата Изменение соотношения вязкости нефти и вытесняющего флюида может улучшить и повысить коэффициент нефтеотдачи. Коэффициент охвата пласта повышается путем увеличения вязкости закачиваемых флюидов Полимеры Основное свойство полимеров заключается в загущении воды. При концентрации до 0.1 % вязкость увеличивается до 3-4 мПа·с. Это приводит к стабилизации фронта вытеснения и предотвращению преждевременного прорыва воды из нагнетательных скважин в добывающие. Полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т.е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров из раствора на поверхности пористой среды, что приводит к сужению каналов и ухудшению фильтрации через них воды. Вязкость (реологические характеристики) Способность адсорбироваться на породе Способность создавать дополнительное фильтрационное сопротивление при течении в пористой среде Технологии по увеличению коэффициента охвата Полимеры Полимерный раствор поступает сначала в высокопроницаемые участки, т.к. обладает большей вязкостью по сравнению с водой. Т.е. за счет двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Полимерный раствор относится к классу неньютоновских жидкостей (жидкость, при течении которой её вязкость зависит от градиента скорости): пропускная способность пористой среды для водного раствора полимера уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. Этот эффект называется «фактор сопротивления». Для регулирования подвижности преимущественно используются такие водорастворимые полимеры, как биополимеры ксантановой кислоты и полиакриламиды. Ксантановые смолы лучше загущают жесткую воду, а полиакриламиды более стабильны в щелочных условиях. Технологии по увеличению коэффициента охвата Полимеры Критерии применимости полимерного заводнения: Коллектор песчаник проницаемость не ниже 40 мД температура не выше 93°С вязкость нефти в пластовых условиях не выше 40 мПа·с КВЧ в минерализованных пластовых водах не выше 10 %. Предпочтение отдается однородным пластам, характеризуемым более равномерным характером течения. При закачке полимерного раствора низкая проницаемость может стать причиной затруднений, связанных с приемистостью. Карбонатных коллекторов следует избегать из-за неоднородности и низкой проницаемости скелета породы Технологии по увеличению коэффициента охвата Полимеры Оптимальная концентрация полимера в растворе составляет от 0,01 до 0,15 % масс., объем оторочек составляет порядка 20 – 50 % порового объема пласта. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться, исходя из неоднородности пласта и солевого состава пластовой воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой минерализованной водой происходит разрушение структуры раствора и снижение вязкости. Деструкция: Химическая деструкция (взаимодействие полимеров с кислородом и ионами железа) Термическая деструкция (при температуре выше 90 о С, а в сильно минерализованной пластовой воде – выше 70 о С) Механическая деструкция (при высоких скоростях сдвига, т.е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта) Термоокислительная деструкция (воздействие температуры в присутствии ионов железа (II) Биологическая деструкция Технологии по увеличению коэффициента охвата |