Методы повышения нефтеотдачи пластов. Кнефт Квыт
 Скачать 1.02 Mb.
|
|
в 7 раз медленнее скорости движения в пласте фронта сухого горения. Это говорит о том, что тепло, которое генерируется в зоне горения, остается позади фронта горения, и тратится только на прогрев пород кровли и подошвы пласта. Обычно применяют влажное горение. Сущность процесса заключается в закачивании в пласт вместе с воздухом определенного количества воды, которая испаряется при соприкосновении с породой нагретой движущимся фронтом горения. Пар переносит тепло в область впереди фронта горения, что приводит к развитию в этой области обширных зон прогрева. Благодаря технологии влажного внутрипластового горения фронт конвекции движется быстрее в 2 раза, по сравнению с фронтом горения. Объем закачки воды составляет до 5 м 3 на 1000 м 3 воздуха. Однако если увеличить водовоздушное отношение больше критического значения, кокс не сможет полностью выгореть, температура в зоне окислительной реакции снизится и горение сначала перейдет в окислительную реакцию с образованием вместо двуокиси углерода и воды окислов углеводородов и органических кислот, а затем прекратится. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями. Для процесса влажного горения важно, чтобы значения водовоздушного отношения было оптимальным. II группа – тепловые МУН Внутрипластовое горение (ВПГ): По мере перемещения фронта горения формируются несколько температурных зон: 1) Наиболее высокая температура достигается в зоне фронта горения – от 370 и выше. 2) Область, где происходит фильтрация воздуха и воды, температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов. 3) Зона парового плато, примыкающая к фронту горения зона перегретого и насыщенного пара. 4) Зона с начальной пластовой температурой II группа – тепловые МУН Внутрипластовое горение (ВПГ): Критерии применимости: трещиноватость отсутствует подошвенная вода, газовая шапка отсутствуют или имеют локальное распространение эффективная толщина пласта более 3 м глубина залегания пласта 150-1800 м проницаемость более 50 мД вязкость нефти при давлении насыщения 2-5000 мПа•с; пористость пласта более 18 % Минусы: Ограничение глубиной (до 1500м) 2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин дублеров для раздельной подачи воздуха и воды. 3. Неравномерное выгорание пласта изменяет его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких- либо методов извлечения нефти. II группа – тепловые МУН Импульсно-ударное и вибрационное воздействие: Проводимость пласта можно повысить мощными ударными волнами, которые создаются во время взрыва на забое зарядами взрывчатых веществ специального назначения. При этом образуется сеть трещин в твердых породах, и благодаря тепловым эффектам во время взрыва создают условия, способствующие улучшению притока углеводородов в скважины. Давление на забое в результате взрывов возрастает до 100 – 250 Мпа, температура достигает 180-250 о С. Продукты сгорания – углекислый газ, соляная кислота, вода, хлор, окислы азота – снижают вязкость нефти и при этом увеличивают приток в скважину углеводородов. Под влиянием импульса давления столб жидкости в скважине после взрыва колеблется с затухающей амплитудой, создавая на зону ПЗП переменные нагрузки, которые способствуют образованию и раскрытию трещин и выносу в скважину загрязняющих поры частиц. III группа – газовые МУН Вытеснение газами высокого давления Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов используются в основном на месторождениях легких нефтей, однако некоторые разновидности данного метода в совокупности с физико-химическими методами позволяют повысить нефтеотдачу пластов тяжелых, высоковязких нефтей. В 50-х и начале 60-х г. в качестве веществ, которые полностью смешиваются с нефтью и повышают коэффициент вытеснения ее из пластов, было предложено применять углеводородные растворители – сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и другие в виде пробок или оторочек, которые бы подвигались по пласту водой или сухим газом. Лабораторные эксперименты показали, что при вытеснении нефти из пластов реагентами, которые неограниченно смешиваются с нею, можно добиться коэффициента вытеснения нефти равного 100%. При использовании оторочки растворителя, которая продвигается по продуктивному пласту сухим газом, коэффициент вытеснения нефти также остается довольно высоким, но при этом появляется неустойчивый контакт на границе раздела фаз газ-растворитель, в результате чего оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель извлекается из пласта вместе с сухим газом при добыче нефти. III группа – газовые МУН Вытеснение газами высокого давления Если пластовые давления довольно высокие, смешивание сухого газа и растворителя происходит интенсивнее и при определенных физических условиях наступает неограниченная смешиваемость компонентов. Получается, что при определенных физических условиях, оторочка углеводородного растворителя вообще становится лишней, так как между нефтью и газом возникает область полного неограниченного смешивания сухого газа с углеводородами, которые выделяются из нефти, и затем этих углеводородов с самой нефтью. Вытеснение нефти из пластов сухим газом в области неограниченной смешиваемости его с углеводородами нефти получило название процесса вытеснения нефти из пластов газом высокого давления. Технология закачки углеводородного газа высокого давления (ГВД) предназначена, в основном, для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями. Для проведения данной технологии подбираются такие давления нагнетания и состав газа, при которых вытеснение нефти является максимально возможным при данных геолого-физических условиях. При поддержании пластового давления с помощью газа очень много энергии тратится для сжатия газа до давления нагнетания. Гидростатическое давление столба газа в 10-15 раз меньше, чем водяного. III группа – газовые МУН Закачка воздуха: С конца 30-х годов XX века известен еще один газовый метод повышения нефтеотдачи пластов. В этот период разрабатывались неглубокие месторождения с низкой пластовой температурой. Поскольку термобарические условия пластов не обеспечивали условий протекания окислительных реакций, вытеснение нефти воздухом происходило за счет гидродинамических процессов дренирования пор коллектора сухим газом (смесь дымовых газов и непрореагировавшего кислорода). В специальной литературе данный метод был назван «способом проталкивания». Масштабы применения способа проталкивания воздухом до 1954 г. превышали объемы заводнения. Практическое использование этого способа разработки завершилось в конце 50-х годов XX века вследствие того, что заводнение было признано более универсальным и эффективным способом разработки нефтяных месторождений по сравнению с закачкой воздуха. Основными недостатками «способа проталкивания» по сравнению с заводнением являются: 1) низкие темпы восстановления пластового давления и невозможность предотвращения его снижения при закачке газа; 2) прорывы газа, в том числе непрореагировавшего кислорода, к добывающим скважинам. III группа – газовые МУН Водогазовое воздействие (ВГВ): Один из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи, широко применяющийся за рубежом. Применение технологий водогазового воздействия с одновременной закачкой (смешанный тип), либо попеременной закачкой воды и газа, позволяет значительно повысить нефтеотдачу пластов, по разным оценкам на 12-19 %, по сравнению с обычным заводнением. Основной эффект в технологии ВГВ обеспечивает избирательное вытеснение нефти газом и водой из различных по размерам и характеристикам смачиваемости поровых каналов, что увеличивает охват пласта вытеснением, особенно в неоднородных коллекторах. Степень вытеснения повышается при достижении смесимости между газом и нефтью на фронте вытеснения. III группа – газовые МУН Водогазовое воздействие (ВГВ): Увеличение степени нефтеизвлечения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением достигается в результате следующих факторов: снижение вязкости воды за счет растворения в ней газа дополнительного вытеснения нефти газом из крупных гидрофобных пор и верхних тупиковых зон увеличения коэффициента охвата по сравнению с чистым заводнением за счет безопасной для пласта блокировки каналов высокой проводимости вытеснения нефти газом, перемещающимся в верхнюю часть пласта благоприятных условий для точечного (эмульгирования) течения фаз нефть-вода Варианты исполнения ВГВ: Поочередная закачка воды и газа Циклическая закачка Смешаное воздействие III группа – газовые МУН Термогазовое воздействие (ТГВ): Принципиальной особенностью ТГВ является сочетание теплового и газового воздействий на пласт, при этом инициируются внутрипластовые окислительные процессы. Реакции окисления являются экзотермическими, поэтому в зоне окислительных процессов температура существенно повышается, и тепловому воздействию подвергаются коллектор и пластовая нефть. Под действием температуры из нефти выделяются легкие фракции, которые, смешиваясь с газами – продуктами окислительных реакций воздуха и пластовых углеводородов, обеспечивают вытеснение нефти в режиме смешиваемости при соответствующих термобарических условиях пласта и свойствах пластовой нефти. Метод ТГВ является в большей степени газовым методом, поскольку тепловое воздействие на пласт имеет вспомогательное значение и необходимо только для образования в пласте газового агента. В процессе ТГВ нефтеотдача увеличивается за счет газового воздействия в условиях вытеснения нефти смесью газов (азота, диоксида углерода, ШФЛУ и др.) в режиме растворимости с потерей части нефти, сгорающей в пласте в качестве топлива(не более 5 %) II группа – тепловые МУН Закачка углекислого газа: Технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием CO2, применяемые в основном на месторождениях США, позволяют дополнительно извлекать почти 13 % нефти. США являются ведущей страной по использованию CO 2 -технологий. Исходя из накопленного опыта применения технологий повышения нефтеотдачи пластов с использованием CO2 основные ограничения широкого применения данных технологий связаны с геолого-техническими и финансово- экономическими проблемами. Несмотря на значительный потенциал, технология закачки CO2 в пласт в настоящее время не нашла широкого применения в основных нефтедобывающих регионах Европы и Азии. Развертывание таких проектов сдерживается, главным образом, нехваткой промышленных запасов CO2 и слабыми финансово- экономическими бонусами, стимулирующими решение экологических проблем. Однако в недалеком будущем в условиях постоянного увеличивающейся доли трудноизвлекаемых запасов данный метод без сомнения станет одним из основных газовых методов воздействия на пласт III группа – газовые МУН Закачка углекислого газа: При переходе CO2 в жидкое состояние вязкость углекислого газа увеличивается примерно в 3 раза. Рост давления также приводит к увеличению вязкости, а повышение температуры, наоборот, к понижению. При вытеснении нефти CO2, диоксид углерода в пластовых условиях экстрагирует легкие углеводороды, обогащается ими и частично растворяется в нефти. Растворение газа обусловливает более высокую относительную проницаемость по нефти. Это обеспечивает более эффективное ее вытеснение и приближает его к смешивающемуся состоянию с нефтью. При давлении порядка 10 МПа и температуре 20-30 ºС в 1 м 3 нефти может раствориться 250-300 м 3 СО 2 замеренного при стандартных условиях III группа – газовые МУН Закачка углекислого газа: Плюсы: Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, снижая подвижность воды относительно нефти. Увеличивает объем нефти при растворении в ней и повышает эффективность вытеснения и «доотмыва» нефти. Снижает межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшает смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивает переход нефти из пленочного состояния в капельное. Увеличивает проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия угольной кислоты и скелета породы СО 2 + H 2 О + CaСО 3 = Са(HСО 3 ) 2 III группа – газовые МУН Закачка углекислого газа: Минусы: при неполной смесимости с нефтью легкие углеводороды экстрагируют, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте; удаление источника СО 2 от месторождения до 600 км экономически не выгодно; чистый СО 2 без влаги не опасен в отношении коррозии, но при чередовании с водой становится коррозионно-активным; при перекачке жидкого СО 2 проблемой является транспорт; большое поглощение пластом – потери достигают до 75 % от общего объема закачки III группа – газовые МУН Закачка углекислого газа: По последовательности и характеру закачки СО2 в пласт, выделяются: 1) непрерывная закачка СО 2 2) закачка оторочки СО 2 с последующим ее проталкиванием водой; 3) закачка оторочки СО 2 с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа; 4) чередующаяся закачка СО 2 и воды 5) внутрипластовая генерация СО 2 III группа – газовые МУН Закачка углекислого газа: Технологический комплекс использования углекислого газа включает: 1. источник реагента 2. установку по обогащению реагента 3. установку по подготовке СО 2 к магистральному транспорту 4. хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода; 5. магистральный трубопровод, состоящий из перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежуточных перекачивающих станций, линейной трубопроводной части, узлов приема – запуска разделителей 6. хранилище углекислого газа в месте использования СО 2 7. агрегаты высокого давления для закачки СО 2 в пласт 8. распределительные пункты 9. нагнетательные скважины СО 2 , входящие в систему нагнетания воды или специально пробуренные 10. систему регенерации попутно добываемого СО 2 11. систему подачи регенерированного СО 2 в нагнетательную линию (трубопроводы, насосы или компрессоры) 12. другие системы – защита от коррозии и гидратов, загущения СО 2 , контроля и управления, техники безопасности, охраны природы. III группа – газовые МУН Закачка углекислого газа: Основные источники СО2 1) отработанные газы теплоэнергетических установок 2) генераторные газы 3) побочные или отходы химических заводов и комбинатов 4) природный газ 5) продукция месторождения или его смесей с другими газами 6) нефтяной газ IV группа – микробиологические МУН Микробиологические: В настоящее время микробиологический метод повышения нефтеотдачи пластов является малораспространенным методом, использующимся при увеличении нефтеотдачи пластов. Однако ввиду общей тенденции падения уровня добычи нефти в стране, нефтяные компании все чаще обращают внимание на использование такого экзотического метода. Использование бактерий впервые было предложено еще в 1926 году, однако описать принципиальную схему микробиологического воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти удалось C.E. Zobell лишь в 1946 году. В основе микробиологических технологий лежит использование физиолого-биохимических особенностей микроорганизмов, находящихся в пласте или вводимых в пласт: их способности расти в широком диапазоне давлений, температур, минерализации пластовых вод, в аэробных и анаэробных условиях и использовать для жизнедеятельности нефть как источник питания IV группа – микробиологическеи МУН Микробиологические: Все известные микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов можно разделить на две основные группы: 1) группа технологий, использующих продукты жизнедеятельности микроорганизмов – метаболиты, которые получают на поверхности земли в промышленных установках-ферментера. Представленные методы имеют большое сходство с химическими методами, так как повышение нефтевытесняющей способности нагнетаемой воды происходит благодаря таким соединениям как биополимеры, биоПАВ и биоэмульгаторы. 2) группа технологий, предусматривающих развитие микробиологических процессов непосредственно в пласте с целью получения метаболитов, таких как поверхностно-активные вещества, кислоты, газы. В этом случае нефтевытесняющие реагенты образуются в результате микробиологической жизнедеятельности организмов непосредственно в пласте за счет дополнительного введения в пласт колонии микроорганизмов и питательных веществ – мелассы, молочной сыворотки, других отходов пищевой и химической промышленности IV группа – микробиологическеи МУН Микробиологические: Микроорганизмы в результате своей жизнедеятельности способны производить кислоты и другие органические соединения из нефти, которые способны растворять карбонатные коллектора, тем самым увеличивая проницаемость на порядок; производить полимеры, которые способствуют дренированию ранее не вовлеченных в разработку зон; а также газы, выделяющиеся в процессе микробиологического воздействия, растворяются в нефти, что приводит к уменьшению вязкости нефти и увеличению давления в пласте и более равномерному процессу вытеснения нефти при заводнении. Для питания микроорганизмов Избыточный активный ил (ИАИ) включает в себя различные классы органических и неорганических соединений, однако их количество недостаточно для поддержания активной жизнедеятельности микрофлоры ила в пластовых условиях в течение продолжительного периода времени [132]. В связи с этим необходимо создавать биореагенты на основе ИАИ с добавлением различных питательных и стимулирующих добавок, которые бы повысили эффективность микробиологических методов для повышения нефтеотдачи пластов. В качестве такого дополнительного питательного субстрата используется культуральная жидкость Acinetobactersp., которая получается из отходов производства синтетического глицерина и некоторых полимеров. Введение Acinetobactersp приводит к повышению биохимической активности ИАИ в несколько раз, газообразующая способность ила возрастает в 5-10 раз, а также интенсифицируются окислительно-восстановительные процессы с образованием и выделением различных промежуточных и конечных продуктов метаболизмаиспользуют добавки питательных веществ. IV группа – микробиологическеи МУН Микробиологические: Процесс вытеснения нефти бактериями можно разделить на 4 части: 1) На первом этапе контакта растворов с твердым телом наблюдается снижение вязкости жидкости практически в 2 раза, а затем возрастание до начальных значений в течение двух первых суток (до 48 часов) 2) На втором этапе (после 48 часов контакта) наблюдается увеличение угла наклона реологических кривых, что указывает на интенсивный рост биомассы, приводящий к резкому увеличению вязкости нефти. Для растворов с ИАИ и ИАИП-1 вязкость возрастает в 2,1 и 5,1 соответственно по сравнению с исходной нефтью. 3) На третьем этапе взаимодействия биореагентов с породой после 3-4 суток наблюдается замедление скорости роста вязкости, что говорит о выходе структурно-механических свойств нефти на установившееся значение. 4) На четвертом этапе микроорганизмы начинают питаться непосредственно нефтью, образуются метаболиты, газы и т.д. (вязкость нефти уменьшается) |