Методы повышения нефтеотдачи пластов. Кнефт Квыт
 Скачать 1.02 Mb.
|
|
Полимеры Плюсы: Увеличение охвата залежи Выравнивание фильтрационных потоков пластовых флюидов Уменьшение обводненности продукции Технологии по увеличению коэффициента охвата Полимеры Минусы: резкое снижение приемистости нагнетательных скважин из-за резкого роста вязкости в призабойных зонах; невозможность использования полимеров для глубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами и имеющих высокую температуру (более 90 оС); незначительный эффект от закачки полимеров в пласт с маловязкой нефтью; малая эффективность на поздних стадиях разработки (из-за высокой обводненности продукции); незначительный эффект для пластов с большим содержанием солей Технологии по увеличению коэффициента охвата Простые эфиры целлюлозы (ПЭЦ) Технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием составов на основе экологически безвредных ПЭЦ: карбоксиметилцеллюлоза, метилцеллюлоза, этилцеллюлоза, а также метилгидроксипропилцеллюлоза, оксипропилцеллюлоза и др. Водные растворы ПЭЦ обладают эмульгирующей, связывающей, смачивающей и адгезионной способностями, имеют вязкость от 4 до 300 мПа·с. Для заводнения используется водная дисперсия ПЭЦ. В пласте под действием температуры, изменения pH, ионов металлов, содержащихся в пластовой воде, происходит увеличение вязкости растворов ПЭЦ, вплоть до образования гелеобразных структур различной степени подвижности. Добавление в раствор поливалентных металлов, обладающих «сшивающим» действием, позволяет целенаправленно регулировать свойства раствора. Например, растворы метилцеллюлозы образуют гелеобразные структуры при температуре 65-70 °С. При добавлении поливалентных металлов температура гелеобразования уменьшается до 32-35 °С Технологии по увеличению коэффициента охвата Простые эфиры целлюлозы (ПЭЦ) В результате образования малоподвижных и неподвижных гелей происходит изолирование промытых зон пласта, и направление закачиваемой воды в зоны, до этого слабо охваченные воздействием. Благодаря закачке довольно больших объемов растворов целлюлозы (2000 м 3 и более) перераспределение фильтрационных потоков происходит не только в призабойной зоне скважины, но и на достаточно большом удалении от скважины. Плюсы: Можно использовать на при обводненности продукции до 98 % Экологически безвредны Технологии по увеличению коэффициента охвата Волокнисто-дисперсные системы (ВДС) Технология повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов с применением ВДС заключается в последовательно-чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки ( диаметр частиц не более 1,5 мм ) и глины. За счет сил физического взаимодействия между ними возникает структурированная система, способная заметно повышать фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон пласта. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков с подключением в активную разработку слабодренируемых низкопроницаемых пропластков, что увеличивает охват пласта воздействием. Обычно применяют ВДС с концентрацией не более 1,5 % масс. из-за резкого увеличения вязкости системы Плюсы: Дешевая цена На прочность систем мало влияет температура и минерализация воды Экологически безвредны Технологии по увеличению коэффициента охвата Гелеобразующая композиция на основе силиката натрия В результате взаимодействия силиката натрия с соляной кислотой образуется гель кремневой кислоты по схеме: Na 2 SiO 3 + 2НСl = H 2 SiO 3 + 2NaCl Требования к гелеобразующему раствору: Однородность и стабильность в интервале температур 20-90 °С не менее 6 ч Вязкость гелеобразующего раствора при 25 °С 1,0-10,0 мПа-с Состав воды для приготовления: пресная или минерализованная вода Время начала гелеобразования: при 20-40 °С не менее 12 ч при 70-90 °С не менее 6ч Образование геля во всем объеме и стабильность в течение не менее 6 месяцев. Прочность (напряжение разрушения) геля не менее 20 Па. Минимальный градиент давления разрушения геля, не менее 0,3 МПа/м Технологии по увеличению коэффициента охвата Гелеобразующая композиция на основе силиката натрия Характеристики геля существенно зависят от pH (концентрации НСl), концентрации силиката натрия, температуры, общей минерализации и химического состава воды. С увеличением температуры прочность силикатного геля возрастает, при этом, чем меньше концентрация НСl в растворе, тем большее влияние оказывает температура на прочность гелей. Например, при концентрации НС1, равной 0,55 %, прочность силикатного геля с повышением температуры на 10 °С (с 70 до 80 °С) возрастает почти в 10 раз (с 2,5 до 22,0 Па), а при концентрации НС1, равной 0,7 %, прочность геля возрастает в 1,5 раза (с 30 до 45 Па). Плюсы: прочностью образующегося геля достаточно низкая стоимость реагентов легкость приготовления раствора Технологии по увеличению коэффициента охвата Вязкоупругая система на основе полиакриламида (ПАА) ПАА сшивается с помощью поливалентного металла для увеличения прочностных свойств. Для сшивки обычно используются алюминий и хром (ацетат хрома и алюмо(хромо)каливые квасцы. Несмотря на токсичность для сшивки ПАА лучше использовать хром, т.к. он обладает большей сшивающей способностью и наименьшую каталитическую активность по отношению к окислительной деструкции Для месторождений Западной Сибири оптимальной концентрацией ПАА считается 0,15 – 0,17 % масс. Для эффективного применения сшитых полимерных составов для выравнивания фонта заводнения в послойно неоднородных пластах необходимо наличие непроницаемых глинистых перемычек. Плюсы: Технологии на основе порошка ПАА легко можно применять в зимнее время Технология проста в исполнении (не требуется специального оборудования) ПАА не оказывает негативного воздействия на процессы сбора и подготовки нефти Технологии комбинированного воздействия Совместное применение ПАА + ПАВ: При вытеснении нефти растворами ПАА на минерализованной воде с применением НПАВ происходит перераспределение молекул ПАВ между водной и нефтяной фазами (коэффициент распределения зависит от химической структуры ПАВ), что улучшает реологические свойства остаточной нефти и ее подвижность. С другой стороны, оставшейся в водной фазе НПАВ, взаимодействуя с ПАА, провоцирует повышение реологических свойств фильтрующегося через нефтенасыщенную породу раствора, что приводит к дополнительному уменьшению соотношения подвижности между нефтяной и водной фазами. Растворы ПАВ: 1) уменьшают фазовую проницаемость для воды 2) улучшают смачиваемость породы вытесняющей водой 3) уменьшают адсорбцию ПАА на породе 4) снижают поверхностное натяжение на границе раздела «нефть-вода». 5) стабилизирующее действие на растворы ПАА (защита против агрессивных ионов сточной минерализованной воды) Технологии комбинированного воздействия Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ): Для приготовления щелочных растворов можно использовать: едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) Na 2 CO 3 , гидрат окиси аммония (аммиачная вода) NH 4 OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na 2 SiO 3 Наиболее активными считаются едкий натр и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10-25 % от объема пор пласта. Осадок образуется за счет химической реакции закачиваемого раствора с солями кальция и магния, содержащимися в вытесняющей сточной воде. OH - + Ca 2+ = Ca(OH) 2 SiO 3 2- + Ca 2+ = CaSiO 3 Осадок СаSiO 3 по природе является коллоидным и способен значительно снизить проницаемость обводненного пласта до 10 и более раз, а осадки гидроокисей Mg и Са снижают проницаемость лишь в 1,5-2 раза. Технологии комбинированного воздействия Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ): Основная модификация СЩЗ включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидроксида натрия, жидкого стекла, ПАА). Оторочки реагентов закачиваются в следующей последовательности: 1) Сточная минерализованная вода, нагнетаемая для ППД. 2) Разделительная оторочка пресной воды. 3) Оторочка раствора гидроксида натрия и жидкого стекла. 4) Разделительная оторочка пресной воды. 5) Сточная минерализованная вода. Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и раствора реагентов. А степень снижения проницаемости обводненных зон пласта – изменением концентрации гидроксида и силиката натрия. Для предотвращения преждевременного смешивания растворов между оторочками закачивают оторочку инертной буферной жидкости (умягченной воды) Технологии комбинированного воздействия Внутрипластовая генерация систем с регулируемой вязкостью и щелочностью: Внутрипластовая генерация нефтевытесняющих систем с регулируемыми значениями щелочности и вязкости основана на способности растворенного в воде карбамида гидролизоваться при высокой температуре с образованием аммиака и углекислого газа. Компонентный состав нефтевытесняющих систем ИХН-КА подбирается таким образом, чтобы непосредственно в пласте в результате гидролиза карбамида образовывались нефтевытесняющие жидкости с высокой буферной емкостью в интервале pH 9,0-10,5. С(NH 2 ) 2 O + H 2 O = СO 2 + 2NH 3 Сочетание НПАВ – оксиэтилированного алкилфенола; и АПАВ – алкилариласульфоната или алкилсульфоната; позволяет применять системы ИХН-КА для высокотемпературных пластов (более 70 °С). Образующиеся в процессе гидролиза газы имеют различную растворимость в нефти и воде, из-за чего происходит перераспределение газов таким образом, что большая часть CO2 переходит в нефть, а NH3 в воду. Физико-химическое воздействие на пласт композициями ИХН-КА позволяет использовать преимущества нефтевытеснения растворами щелочей, ПАВ и СO2. Наибольшее влияние на скорость гидролиза карбамида оказывают температура и концентрация аммиачной селитры, влияние ПАВ менее выражено. Максимальное значение pH устанавливается уже при степени гидролиза 10-20 % II группа – тепловые МУН Тепловые методы долго считались малоперспективными способами повышения нефтеотдачи пластов из-за их высокой энергоемкости. Однако уже с конца 50-х и начала 60-х г. интерес к данному методу возрос, благодаря многочисленным исследованиям, выявившим возможности существенного повышения эффективности тепловых методов. В настоящее время тепловые методы являются безальтернативными методами разработки месторождений, вязких, высоковязких нефтей и природных битумов. II группа – тепловые МУН Горячая вода и пар Повышение температуры приводит к уменьшению вязкости нефти и воды. Причем вязкость нефти снижается намного сильнее по сравнению с вязкостью воды при увеличении температуры выше пластовой, что приводит к снижению соотношения подвижностей нефти и воды. Этот факт является главной причиной использования воды высокой температуры или водяного пара в качестве агента вытеснения высоковязких нефтей с целью повышения нефтеотдачи пластов. Также при воздействии на пласт горячей водой или паром из нефти испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками воды и пара к забою добывающих скважин. Наилучшими теплоносителями среди технически возможных агентов являются вода и пар вследствие их высокой энтальпии (теплосодержания на единицу массы). В целом теплосодержание пара выше, чем воды, однако с повышением давления оно становится практически одинаковым. Таким образом, увеличение давления нагнетания пара приводит к потере его преимущества по сравнению с водой, если агенты вытеснения оценивать только с позиций количества теплоты, которая вводится в пласт. Закачка пара имеет максимальный эффект только в неглубоких скважинах, в которых низкие пластовые давления. II группа – тепловые МУН Горячая вода и пар При закачке пара приемистость нагнетательных скважин увеличивается в несколько раз, по сравнению с закачкой воды из-за значительного уменьшения вязкости. При нагнетании насыщенного пара в пласт, по мере удаления его от нагнетательной скважины, в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта, а также влияния теплопроводности в горизонтальном направлении вдоль пласта сухость пара будет постепенно уменьшаться и на определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в воду. Однако температура в области существования насыщенного пара будет всегда постоянной, что однозначно является существенным преимуществом паротеплового воздействия на пласт. II группа – тепловые МУН Горячая вода и пар В результате воздействия пара в пласте образуется три зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения: 1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200), в которой происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти. 2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200) до пластовой, а горячий конденсат (вода) вытесняет легкие фракции и нефть. 3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция (разделение) нефти, снижение вязкости, изменение фазовых проницаемостей, подвижность нефти, воды II группа – тепловые МУН Горячая вода и пар Критерии применимости: глубина залегания пласта менее 1400 м проницаемость более 200 мД пористость более 20 % эффективная толщина более 6 м текущее пластовое давление менее 10,62 МПа вязкость нефти при давлении насыщения 50-5000 мПа·с низкое содержание глин газовая шапка отсутствует или имеет локальное распространение; трещиноватость отсутствует водонефтяное отношение менее 10 м 3 /м 3 II группа – тепловые МУН Горячая вода и пар С повышением температуры закачиваемого теплоносителя возрастает эффективность прогрева пласта, однако применение перегретого пара при давлении 2-3 МПа и температуре 400 °С для битумных месторождений не обеспечивает достаточного прогрева, так как при давлении 2 МПа и температуре 400 °С энтальпия (теплосодержание 1кг пара) составляет 2834 кДж/кг, а при давлении 1,5 МПа и температуре 200 °С – 2792 кДж/кг При этом для нагрева до температуры 400 °С и поддержания давления 2 МПа требуются оборудование, которое в 2 раза дороже, и затраты энергии, в 1,5 раза больше, чем при создании пара при давлении 1,5 МПа и температуре 200 °С II группа – тепловые МУН Горячая вода и пар Плюсы: Снижение вязкости нефти в результате прогрева Увеличение приемистости нагнетательных скважин Минусы: Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка – а из глинистых пластов – снижением проницаемости. При глубине больше 1000 м происходит потеря теплоты до 45% Вероятность прорыва пара в верхние водоносные пропластки или на поверхность земли Технология SAP. В технологии SAP в пар в качестве добавки вводится небольшое количество углеводородного растворителя. В результате наблюдается комплексное влияние агентов вытеснения на пласт: пар являясь основным теплоносителем, снижает вязкость нефти, а добавка растворителя способствует ее большему разжижению. Опытный проект SAP реализован на термической установке Senlac компанией EnCana (Канада). В качестве растворителя использовался бутан. II группа – тепловые МУН Пароциклическое воздействие В добывающую скважину закачивают пар объемом 30-100 т. на 1 м толщины пласта. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течении одной – двух недель – период, который необходим для процесса теплообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Затем скважину эксплуатируют в течении 8-12 недель. Обычно бывает 5-8 циклов за три-четыре года, иногда 12-15 циклов – после проведения которых, эффект воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов. Плюсы: Эффект от нагнетания пара получается сразу же после прекращения закачки пара в скважину. Минусы: Периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны вызывает нарушения цементного камня, нарушение колонны в резьбовых соединениях. В первых циклах на 1 т закачанного пара добывается до 10-15 т нефти. В последних циклах нефти добывается в среднем 1.5 – 2.5 т II группа – тепловые МУН Внутрипластовое горение (ВПГ): Метод ВПГ основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выделением теплоты. Технология внутрипластового горения начинается с инициирования горения. Для этого в нагнетательную скважину опускают нагревательное устройство (электронагреватель, глубинная горелка) и нагнетают воздух под давлением. Так как воздух обладает существенно меньшей вязкостью, чем пластовые флюиды (нефть, вода), он проскальзывает через нефть и воду и при этом частично вытесняет их из продуктивного пласта к забоям добывающих скважин. После того как произошла сообщаемость воздухонагнетательных и добывающих скважин включают глубинное нагревательное оборудование и вводят тепло в пласт. По мере нагрева в пласте повышается температура, увеличивается скорость окисления нефти. Процессы окисления являются экзотермическими, соответственно температура начинает увеличиваться, что приводит к тому, что окисление переходит в горение. II группа – тепловые МУН Внутрипластовое горение (ВПГ): После того, как в пласте начался процесс горения, непрерывная закачка воздуха в пласт обеспечивает две основные функции: - поддержание процесса внутрипластового горения - перемещение фронта горения вдоль по пласту Для перемещения фронта горения неизбежно расходуется часть нефти в качестве топлива (около 15%), которая остается в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Сгорают в основном наиболее тяжелые фракции нефти (битум) ВПГ: 1) Сухое (используется только воздух) 2) Влажное (к воздуху добавляется вода) |