Магистерская диссертация тема работы Оценка эффективности применения полимерного заводнения на месторождении х удк 622. 276. 43 678. 7 Студент
 Скачать 2.08 Mb.
|
|
1.1.2 Тепловой метод Тепловые методы добычи нефти делятся на два вида: прогрев пласта с помощью внутрипластового горения и подведение теплоносителя извне. Внутрипластовые горение представляет собой сжигание коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин, затем фронт горения перемещается путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Нагнетание теплоносителя с поверхности широко применяется как в России, так и за рубежом; осуществляется в виде паротеплового воздействия (ПТВ) или закачки горячей воды (ВГВ)[12]. Суть процесса внутрипластового горения сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха. В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, крекинга, 16 испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, и других сложных физико-химических процессов. Процесс влажного внутрипластового горения отличается тем, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь c нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Захватываемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды. Суть применения влажного внутрипластового горения заключается в том, что добавление к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – воды, улучшает теплоперенос в пласте, что способствует перемещению теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения. Использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т.е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса теплопереноса и извлечения нефти [7, 9, 13, 15]. Пар при вытеснении нефти является на основании лабораторных и промысловых опытов наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8–15 МПа). Количество пара может быть в 25–40 раз больше, чем количества воды. Пар может вытеснить почти до 90 % нефти из пористой среды. Повышение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара (рисунок 4) возможно за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее c паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40–50 %) обеспечивает снижение вязкости 17 нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18–20 %) и в меньшей степени – расширение и смачиваемость породы пласта. Чтобы тепло не рассеивалось в окружающие породы, для применения этого метода выбирают нефтяные пласты c достаточно большой толщиной (15 м и более). Рисунок 4 – Воздействие на пласт посредством пара К недостаткам метода вытеснения нефти паром относится, прежде всего, необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В такой воде, должно содержаться менее 0.005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (соли, нефть), катионы магния и кальция, растворенный газ (особенно кислород). Обработка воды химическими реагентами (умягчение, удаление газов, обессоливание) требуют больших расходов, иногда достигающих 30–35 % от общих расходов на производство пара. Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае нефти с вязкостью более 800-1000 мПа·с. Увеличение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром 18 является одной из основных проблем, требующих решения. И, наконец, применение метода связано с большими затратами на его реализацию, в частности, на оборудование. Несмотря на опыт, накопленный в сфере термических методов добычи нефти, актуальным представляется поиск и создание новых, более совершенных технологий разработки залежей высоковязких нефтей и битумов. 1.1.3 Гидродинамический метод Назначение гидродинамических методов – увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу. К ним относятся: циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, гидравлический разрыв пласта, а также методы воздействия на призабойную зону пласта. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах – эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагаются в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть. Нестационарное (циклическое) заводнение - суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости (рисунок 5) заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими 19 видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения. Рисунок 5 – Механизм циклического воздействия на пласт Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. 1.1.4 Физико-химический метод повышения нефтеотдачи Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 20 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ – заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть. Вытеснение нефти растворами полимеров - полимерное заводнение заключается 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. Вытеснение нефти щелочными растворами - метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностноактивные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой. Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы) – мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде 21 или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью. Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности: • спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних; • биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения; • биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины. 1.2 Метод полимерного заводнения Полимерное заводнение – это технологически простой и высокоэффективный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольшого количества водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов. Полимерное заводнение дает гораздо более заметное повышение нефтеотдачи по сравнению с традиционными технологиями заводнения. Закачка растворов полимеров в нефтяные пласты рассматривается как средство снижения отношения подвижности вытесняющего агента и нефти, а также как эффективный метод выравнивания неоднородности пористой среды. При полимерном заводнении (рисунок 6) добавление в воду высокомолекулярного полимера позволяет повысить вязкость воды и 22 соответственно улучшить соотношение подвижностей нефти и воды, что является причиной повышения нефтеотдачи [16]. Оно будет осуществляться в течение длительного периода времени, пока полимером не будет заполнено до половины порового объема коллектора. Рисунок 6 – Теоретическая схема пласта до и после полимерного заводнения 1.2.1 Общие принципы полимерного заводнения Полимерное заводнение (ПЗ) является наиболее перспективным методом увеличения нефтеотдачи, так как при разработке многопластовых месторождений не обеспечивается равномерное нефтевытеснение, в результате чего в малопроницаемых зонах остается нефть. Для уменьшения нефти в граничных слоях применяют реагенты, которые улучшают смачиваемость породы вытесняющей водой. В общем случае, полимерное заводнение – метод повышения эффективности заводнения пластов заключающийся в том, что в воду растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно 23 повышать вязкость воды, снижать её подвижности и за счёт этого повышать охват пластов заводнением [6]. Выделяют три основных способа применения полимеров в процессах добычи нефти [11]: 1. Обработка призабойной зоны скважины с целью улучшения рабочих характеристик скважин за счёт блокирования зон высокой проницаемости. 2. Закачивание полимеров, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине. В этом случае полимер закачивается с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы. 3. Закачивание полимера для снижения подвижности воды или уменьшения отношения подвижностей воды и нефти. Несомненно, последний способ является наиболее актуальным в контексте задачи по воспроизводству запасов углеводородов и рациональному недропользованию. Традиционным для России является заводнение на ранних этапах разработки месторождения, что приводит к высокой обводнённости добываемой нефти. Добавление полимера на этом этапе позволит уменьшить количество отдельных потоков вытесняющей воды, движущихся в нефти, предотвратить образование высокопроницаемых промытых каналов. Считается, что полимерное заводнение лучше применять только на ранних стадиях разработки, что подтверждается лабораторными и промысловыми испытаниями [18]. Однако, существует ряд примеров, когда полимерное заводнение было эффективным и при наличии высокой (более 60 %) обводненности [19]. Можно выделить основные процессы, за счёт которых происходит повышение объёма и качества добываемой нефти: 24 • улучшения соотношения подвижностей нефть/вода; • достижения ровного фронта вытеснения; • увеличения коэффициент охвата пласта; • уменьшения объёмов закачиваемой и добываемой воды. Результатом вышеописанных процессов также является увеличение объёма добываемой нефти, уменьшение объёмов закачиваемой и добываемой воды, что приводит к увеличению экономической прибыли. Переходя непосредственно к рассмотрению закачиваемого агента, необходимо отметить, что существуют десятки различных полимеров, которые различаются по физико-химическим свойствам и эффективности в выбранных условиях. Зачастую для каждого объекта воздействия, лабораторным путем, подбирается агент закачки, оптимально соответствующий всем заданным критериям. Среди всех промышленных полимеров можно выделить два класса: 1. Полиакриламиды (ПАА) – полимеры, мономерное звено макромолекулы которых представлено молекулой акриламида, которая являются частично гидролизованной, что позволяет ПАА растворятся в воде и увеличивать её вязкость. Полиакриламиды получили наибольшее распространение, благодаря своей невысокой стоимости и высокому молекулярному весу (до 10 миллионов) по сравнению с биополимерами. 2. Полисахариды (биополимеры) образуются в результате полимеризации молекул сахаридов, в отличии от ПАА, они чувствительны к бактериальному воздействию и нечувствительны к минерализации растворителя. В выпускной квалификационной работе для описания характеристик полимера и экономических расчётов в качестве агента закачки выбран полиакриламид. Одной из важнейших характеристик раствора ПАА является зависимость эффективной вязкости от концентрации полимера. Она 25 определяет, как изменится отношение вязкости нефти к вязкости воды, что определяет сам процесс вытеснения. Технические требования, предъявляемые к ПАА необходимые для проведения технологии полимерного заводнения, указаны в таблице 1. Таблица 1 – Технические требования к полимерам полиакриламида для технологии полимерного заводнения Наименование показателя Единица измерения Норма Товарная форма - порошок Дисперсность порошка: - фракции с размером частиц менее 0,25 мм - фракции с размером частиц более 1,0 мм % масс не более 10 не более 10 Содержание основного вещества % масс не менее 90 Содержание акриламида % масс не более 0,1 Характеристическая вязкость дл/г 15 - 20 Содержание карбоксильных групп % мольн 5 - 30 Время растворения: - в пресной воде - в соленой воде мин не более 60 не более 240 Нерастворимый остаток % масс не более 0,3 Фильтруемость растворов ПАА в пористой не менее 5 Фактор сопротивления механически деструктированных растворов ПАА не менее 5 Остаточный фактор сопротивления не менее 2 Коэффициент стойкости к термоокислительной деструкции не менее 0,8 Срок хранения полимера мес не менее 12 Важным условием эффективности полимерного заводнения является соответствие геологии рассматриваемого месторождения и свойств флюидов критериям применимости МУН. Ниже представлены основные геолого- физических критерии применимости, которые являются определяющими и наиболее значимыми. • Свойства пласта. Полимерное заводнение рекомендуется применять на неоднородных коллекторах с низким значением глинистости (не более 5 – 26 10%), неблагоприятным фактором применения метода является трещиноватость пласта. • Температура пласта. При температурах выше 80 – 90 град С (в зависимости от типа полимера) молекулы полимера разрушаются, за счёт чего снижается эффект от его закачки. • Коэффициент проницаемости. В низкопроницаемом пласте (до 50 мД) молекулы полимера могут оказаться больше размеров пор, что приведёт к накапливанию полимера в призабойной зоне, разрушению молекул полимера. • Минерализация растворителя. В случае высокой солёности пластовой воды (растворителя) раствор полимера (полиакриламида) становится неустойчивым и происходит нарушение его структуры, таким образом уменьшается вязкость раствора. Результаты многочисленных исследований показали, что полимерное заводнение является наиболее эффективным, в случае наличия высокопроницаемого пропластка: 400 - 1000 мД. В этом случае полимер позволит избежать образования промытых каналов от нагнетательной до добывающей скважины. 1.2.2 Физико-химические характеристики полимеров Время растворения полимеров Более 90 % полимеров акриламида выпускается в виде порошка с содержанием основного вещества примерно 89-92 %. Процесс растворения полимеров происходит в линии нагнетания, которая включает подземные трубопроводы от узла дозировки полимера до устья нагнетательных скважин. Закачивание полимерной пульпы с последующим растворением происходит, в подавляющем большинстве случаев, через НКТ. Закачивание через затрубное пространство может быть использовано с целью увеличения времени движения и, соответственно, растворения полимера. 27 Как показано в таблице 1, технологические требования к полимерам акриламида предусматривают, чтобы время растворения порошкообразного полимера в пресной воде не превышало 60 мин, в минерализованных водах 240 мин. Анализ литературных данных показывает, что время растворения большинства коммерческих высокомолекулярных полиакриламидов, определенное в лабораторных условиях, достаточно близко к нормативному времени растворения полимера. Длительность растворения полимеров, по сравнению с солями и другими низкомолекулярными реагентами, обусловлена исключительно высоким значением молекулярной массы полимера и, соответственно, большой длиной макромолекул. Процесс растворения полимера проходит через 2 стадии: набухания полимерных частиц и, собственно, растворения - перехода набухших частиц полимера в раствор. Первая стадия является более продолжительной и определяется диффузионными процессами. Кинетика растворения характеризуется быстрой стадией в начале процесса и более замедленной – в конце. В течение начальной стадии в раствор переходит примерно 80% полимера, затем процесс растворения замедляется. Это связано с неоднородностью порошка по размерам частиц (на замедленной стадии растворяются более крупные частицы полимера) и с макромолекулярной неоднородностью полимера. На начальной стадии в раствор переходят молекулы меньших размеров. На замедленной стадии для перехода в раствор более крупных молекул, а также ассоциатов (конгломератов нескольких макромолкул) требуется значительное время. Многочисленные промысловые исследования в процессе реализации технологии полимерного заводнения и технологии с применением сшивающихся полимерных систем, с отбором проб по технологической линии движения полимерных композиций показывают, что в промысловых условиях время растворения в 2-3 раза меньше, чем в лабораторных. Это различие связано с диффузионным механизмом растворения 28 высокомолекулярных полимеров. Индивидуальные частицы порошка полимера по форме близки к сферическим, с диаметром большинства частиц в диапазоне 0,2-0,4 мм. Наличие более крупных частиц увеличивает время растворения полимера, мелкие частицы относятся к пылящей фракции, их доля лимитируется техническими требованиями. |