Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки
 Скачать 2.81 Mb.
|
|
Таблица 2 Удельные показатели применения водорастворимых ПАВ для вытеснения нефти
В США водные растворы ПАВ с малой концентрацией (0,05 - 0,1 % ) изучались в лабораториях и испытывались в 50-60-х годах в небольших масштабах на отдельных месторождениях. По ним не было получено удовлетворительных результатов. Из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных водных растворов ПАВ в настоящее время они не испытываются совсем и не планируются к применению в будущем [44]. Недостатки метода. Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это видно из изложенного, заключается в большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе. Он ставит под сомнение их применение с целью повышения вытесняющей способности воды. Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ (неионогенных) также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся: слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35-40 % ) и повышенная способность загрязнения окружающей среды; высокая чувствительность к качеству воды - содержание кислорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора. Будущее метода. Эффективность применения водных растворов неионогенных ПАВ для повышения коэффициента вытеснения нефти из продуктивных пород увеличивается с повышением степени неоднородности структуры порового пространства и гидрофобности их поверхности. Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследований метода и состояния структуры запасов нефти, можно однозначно предполагать, что применение водорастворимых неионогенных ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях в традиционном направлении для увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограниченную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-Поволжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобывающих районах (Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефтеносные полимиктовые пласты обладают высокой глинистостью и адсорбционной активностью. В залежах со слабопроницаемыми карбонатными пластами применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может быть достаточно эффективным и в будущем, видимо, получит развитие. В будущем применение неионогенных водорастворимых ПАВ в промышленных масштабах можно предполагать в трех направлениях:
Как показывают предварительные исследования ИНХ СО АН СССР и НПО «Союзнефтепромхим», создание таких композиций на основе неионогенных ПАВ в принципе возможно. Контрольные исследования эффективности микроэмульсий на основе композиций, проведенные в БашНИПИнефти и ПермНИПИнефти, показали, что они способны увеличить коэффициент вытеснения на 17 - 25 % за счет доотмыва остаточной нефти. Однако эти композиции образуют растворы с большим содержанием нефти, и до широкого промышленного применения композиций неионогенных ПАВ, также как и слабоконцентрированных растворов для заводнения плотных коллекторов, требуется проведение широких исследований и целевых опытно-промышленных испытаний в различных условиях на конкретных месторождениях. Полимерное заводнение. Другой метод повышения эффективности заводнения пластов - так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных условиях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти. Механизм процесса. Как было показано, от вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват неоднородных пластов заводнением. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. При концентрации их в растворе 0,01 - 0,1 % вязкость его увеличивается до 3-4 мПа·с (рис. 3). Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10 - 20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.  Рис. 3. Зависимость вязкости полимерного раствора μ от концентрации С. 1 - в дистиллированной воде; 2 - то же, с 1 % NaCl Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды (рис. 4), а на фронте вытеснения при этом образуется вал неактивной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов - повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды - происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 °С мало влияет на отношение вязкостей (рис. 5). Известно также, что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так называемыми неньютоновскими свойствами, вследствие чего фильтрация их возможна только после преодоления начального градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависимости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.  Рис. 4. Относительные проницаемости для нефти fн, воды fв, раствора ПАА fр в зависимости от насыщенности S. Фазовая проницаемость для нефти (1, 2) и воды (3, 4) при вытеснении: 1, 3 - водой; 2, 4 - раствором воды + 0,05 % ПАА  Рис. 5. Влияние температуры T на отношение вязкостей раствора полимера и воды μp/μв при различных концентрациях раствора. Концентрация, %: 1 - 0,1; 2 - 0,05; 5 - 0,03; 4 - 0,015 Влияние этих свойств полимерных растворов на эффективность вытеснения нефти пока еще изучено слабо. Но установлено, что с повышением скорости фильтрации и с уменьшением размеров поровых каналов кажущаяся вязкость полимерных растворов увеличивается, т. е. сопротивление пористой среды фильтрации раствора возрастает. Это явление обусловливается удержанием полимера пористой средой и эластичными свойствами растворенного в воде полимера. Адсорбция полимера пористой средой. Взаимодействие растворенного вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрация полимера в растворе уменьшается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишенной части полимера. На рис. 6 показаны результаты вытеснения дистиллированной воды раствором NaCl (несорбирующегося агента) и полимерным раствором. С увеличением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорбция возрастает. Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым данным при обычных концентрациях полимера (0,03-0,05 %) показывает, что адсорбция полимера может составлять 30-150 г/м3 породы или 0,15-0,75 кг/м3 пористой среды. Это примерно в 15 - 30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам, является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход. Однако это упрощенное представление об эффективности вытеснения нефти полимерным раствором.  Рис. 6. Зависимость концентрации С хлористого натрия (1) и полимера (2) в выходящей жидкости от относительного отбора  .λ - отставание полимера от фронта вытеснения Проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (А. М. Полищук, Е. М. Суркова) численные расчеты показали, что этот вопрос значительно сложнее. При вытеснении нефти из однородных и слоистых пластов полимерными растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соответствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект (рис. 7). Это объясняется тем, что при движении несорбирующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор перемешивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается. В результате перед фронтом полимера образуется зона неактивной воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильтрации полимерного раствора, как отмечалось, состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности, в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малых скоростях фильтрации раствора, причиной которого является адсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбции полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват пласта заводнением.  Рис. 7. Зависимость коэффициента вытеснения βв от относительного отбора при разной сорбируемости полимера в пористой среде.Вытеснение: 1 - водой; 2, 3, 4 – полимерный раствор с коэффициентом десорбции 0; 1 и 0,5 соответственно Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объясняется тем, что фронт полимера сильно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефтеотдаче пласта. Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным раствором желательно иметь умеренную оптимальную адсорбцию полимера в пласте. Деструкция молекул полимера. Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деградации. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность - основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента. Деструкция может быть химической, термической, механической или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приготовления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При температуре выше 130 °С наступает термическая деструкция. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул полимера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти. Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40 - 50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) в снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2 - 3 раза выше. Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора,аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным. Реализуемые проекты. Испытания полимерных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов проводились на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарии и Казахстане. Однако наиболее представительными из них являются опыты на Орлянском месторождении и на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Будущее метода. Применение метода полимерного заводнения в будущем будет определяться объемом производста водорастворимых полимеров, особенно солестойких, для нефтяной промышленности. Потребность в полимерах для увеличения нефтеотдачи пластов выражается десятками тысяч тонн. Как показали исследования, представляется перспективным использование полимеров в сочетании с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов (щелочное заводнение, вытеснение нефти паром, горячей водой, ПАВ, углекислым газом), что позволяет достигать лучшего эффекта. Большой эффект можно ожидать от создания полимерных материалов новых типов (биополимеров, производимых с помощью микроорганизмов), обладающих требуемыми для нефтяной отрасли свойствами в большей мере, чем полиакриламиды. Эти полимеры должны быть стойкими к деградации, легко растворимыми в воде, малочувствительными к действию солей, должны существенно снижать подвижность воды и быть недорогими. Особенно широкая область применения полимеров намечается в связи с использованием их для создания буфера подвижности как составного элемента технологии мицеллярных растворов, которая будет рассмотрена ниже. Будущее полимерного заводнения во многом будет зависеть от стоимости полимеров (требуется существенное ее снижение). С этой целью в будущем, возможно, будет применяться внутрипластовая полимеризация, а в пласты будет закачиваться мономер с соответствующим катализатором при определенных давлениях и температуре. И, естественно, масштабы применения полимерного заводнения будут зависеть от цен на нефть. Так как метод относится к дорогим, то экономическая эффективность его применения может быть возможна только при высоких ценах на нефть. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||