Дипломный проект. методичка самост. Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
1.3. Химические методы. К простым методам увеличения нефтеотдачи пластов при заводне- нии относятся методы, использующие агенты, улучшающие или изменяющие вытесняющие свойства воды, т.е. снимающие межфазное натяжение между во- дой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды. К ним отно- сятся водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи. 1.3.1. Заводнение С ПАВ Это добавление к воде, нагнетаемой в пласты, ПАВ для повышения вы- тесняющей способности воды. Механизм применения ПАВ основан на действии молекулярных сил в си- стеме «твердая фаза – нефть – водная фаза», что связано с адсорбцией и изме- нением межфазного натяжения. Экспериментальными исследованиями показа- но, что адсорбция ПАВ составляет около 1 кг/м 3 объема пор пласта. Для обес- печения полного охвата пласта закачивают реагент концентрацией 1 % с целью создания оторочки размером порядка 10 % объема пор пласта. Это означает, что закачиваемого реагента достаточно для изменения смачиваемости поверх- ности коллектора. Однако из-за сорбции происходит отставание фронта кон- центрации реагента от фронта вытеснения и фактически реагент влияет на вы- теснение уже сформированной системы целиков нефти. Эффективность водных растворов ПАВ – проведенные опыты по доот- мыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 3%. Адсорбция ПАВ (концентрация) Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водно- го раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты обладают меньшей способностью ад- сорбировать ПАВ, чем алевролиты и полимиктовые коллекторы. В полимикто- вых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварце- вых песчаниках. Адсорбция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Технология и система разработки Добавление к закачиваемой воде 0.05-0.1 % ПАВ при этом, не надо изме- нять давление, темпы и объемы нагнетания воды. 28 Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождает- ся их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию пласт будет насыщен ад- сорбированными ПАВ. При концентрации ПАВ раствором 0.1 % то требуется 5-10 объемов воды. Система размещения скважин для применения ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Нет ограничений на сетку скважин. Закачка ПАВ нагнетается в чисто нефтяную часть пласта. Метод вытеснения водными растворами неионогенных ПАВ испытывал- ся на 35 участках залежей, в том числе и в Западной Сибири. ПАВ могут быть анионактивные, катионактивные, неионогенные или комбинированные и могут варьировать от простых сульфатов до сложных. При проектировании заводнения ПАВ необходимо рассматривать параметры кон- кретного коллектора. Технологические этапы и процессы, связанные с внедрением ПАВ - централизованное хранение - доставка к дозировочным установкам или к скважинам - подготовка скважин, водоводов и другого оборудования к закачке рас- творов ПАВ - исследования скважин и пластов - смешение и подогрев реагентов на дозировочной установке, на сква- жине либо на других промысловых объектах - дозировка и подача ПАВ в нагнетаемую воду - закачка раствора ПАВ в нефтяной пласт - контроль за процессом Кроме того, проводятся лабораторные испытания – определение раство- римости ПАВ в воде, изменение поверхностного натяжения на поверхности раздела раствор ПАВ – нефть, определение адсорбции ПАВ на поверхности по- роды. Поставка реагентов осуществляется в цистернах, металлических блоках вместимостью 300 л. Хранение, прием и отпуск ПАВ производится с централи- зованной базы для нефтяного района. В соответствии с предложениями института БашНИПИнефть, например, при использовании реагента ОП-10, водовод и скважина промываются (по схе- ме от КНС) 0,05%-ным раствором с расходом 1000—1200 м 3 /сут до постоянства концентрации ПАВ и взвешенных частиц в выходящем из скважины потоке. Если же ПАВ внедряется не с начала заводнения, то подготовительные работы более трудоемки, так как внутренняя поверхность водоводов и нагнетательных скважин к моменту закачки раствора ПАВ обычно бывает покрыта солями и продуктами коррозии металла, которые могут быть смыты раствором ПАВ. Чтобы предотвратить связанное с этим снижение приемистости нагнетательных скважин водоводы и скважины промывают вначале слабо концентрированным раствором соляной кислоты, а затем 0,1 %-ным раствором ПАВ. Перед переходом на закачку с ПАВ целесообразно провести необходимые исследования на скважинах. При необходимости на скважинах с малой приеми- стостью следует провести необходимые ремонтные работы. Отметим, что с це- 29 лью оценки эффективности и регулирования процесса заводнения с ПАВ ком- плекс исследований намечается в течение всего времени подачи ПАВ, в частно- сти измерение устьевых давлений, приемистости по скважине. Исследования с целью построения профиля приемистости, кривых восстановления давления и индикаторных диаграмм проводятся с периодичностью, принятой при обычном заводнении. Основные технологические операции (смешение, дозировка, закачка) мо- гут быть проведены в двух вариантах: применительно к методу долговремен- ной подачи слабо концентрированного раствора ПАВ и к методу импульсной закачки растворов ПАВ высокой концентрации. Схема долговременной подачи раствора ПАВ слабой концентрации приведена на рис. 3.1. Раствор ПАВ по этой технологии закачивается непрерывно в количестве до1—1,1 объема поро- вого пространства нефтенасыщенной части пласта. При использовании ОП-10 и подобных ПАВ, по рекомендациям института БашНИПИнефть, первая порция закачиваемой среды (0,2% от порового объема) должна быть 0,1°/ной, в даль- нейшем поддерживается 0,05%-ное содержание реагента. После закачки в пласт раствора ПАВ типа ОП-10 в количестве 0,5% порового объема рекомендуется использовать раствор смеси ПАВ неионогенного и анионного класса. Рис. 3.1. Технологическая схема подготовки закачки слабоконцентрированного раствора ПАВ: 1 — рабочая емкость для ПАВ; 2 — загрузочный люк; 3 — электронагреватели; 4 — электронагреватели в блочной дозирующей установке; 5—дозировочные насосы; 6—запорно-регулирующая арматура; 7—напорный коллектор от КНС (БКНС); 8—основание блочной установки; 9— станция управления; 10—резервная емкость; 11—эстакада для слива ПАВ. 30 Основной элемент технологической схемы закачки раствора ПАВ— дозировочная установка (рис.3.2), предназначенная для разогрева, слива и при- готовления водных растворов высоковязких ПАВ, поступающих на КНС, сква- жину или другой промысловый объект. Для разогрева реагента (рис. 3.3) метал- лические бочки вместе с хим. реагентом пакуются в камеру установки и нагре- ваются при помощи блока электронагревателей, что обеспечивает слив разжи- женного реагента из предварительно открытых сливных отверстий в нижние баки. Смешение реагента с водой проводится в верхнем баке-смесителе, пред- варительно заполненном необходимым объемом воды и ПАВ, путем циркуля- ции в замкнутой цепи «насос, вентиль, смеситель, вентили, насос». Подготов- ленный таким образом разбавленный до 40—80% раствор ПАВ подается на прием дозирующего насоса и далее в линию закачки с подачей, обеспечиваю- щей получение необходимой концентрации реагента в нагнетаемой в пласт во- де. Дозировка может осуществляться как на прием основных насосов КНС, так и на выкид. В первом случае применяются дозировочные насосы на давление 5— б МПа, во втором—на давление до 20 МПа и более. Описываемая дозатор- ная установка позволяет подавать ПАВ без предварительного разбавления, а также создавать необходимый запас раствора ПАВ в резервных емкостях. По- переменное подключение емкостей обеспечивает непрерывность процесса. Технология закачки слабо концентрированных растворов ПАВ связана с многолетними сроками дозирования, требует специального обслуживания, что в условиях автоматического режима работы КНС не всегда удобно. Рис. 3.2. Схема дозаторной установки БДУ-З: 1— насос; 2 — дозаторный насос; 3 — мано- метр; 4 — электронагреватели; 5 — змеевик; 6—бак; 7—ролики; 8—тележка; 9—бак- смеситель; 10—вентили 31 В этом отношении импульсная (разовая) закачка малообъемной оторочки большой концентрации имеет несомненные технологические преимущества, так как реализуется в течение нескольких дней. В Татарии, например, перспек- тивной считается закачка 5%-ных растворов ПАВ типа ОП-10. Принципиально это можно осуществить при помощи тех же технических средств. Еще более концентрированные растворы можно закачивать в скважину по схеме, показан- ной на рис. 3.4. По данной схеме синтез и формирование концентрированного раствора ПАВ осуществляется непосредственно в полости скважины и приза- бойной зоне пласта. Алкилированная серная кислота закачивается в скважину из автоцистерн через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов агрегатами типа 4АН-700. Пенореагент подается в сква- жину также при помощи агрегатов типа 4АН-700 через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов, в котором происхо- дит контакт и смешение пенореагента с алкилированной серной кислотой. Ли- нии высокого давления оснащаются обратными клапанами, а блок манифоль- дов — манометром и предохранительным клапаном. Приемные и нагнетатель- ные линии подвергаются опрессовке под давлением, превышающим рабочее давление нагнетания; линии высокого давления, блок манифольдов и обвязка устья скважины спрессовываются с использованием одной пары агрегатов 4АН-700, а приемные линии — при помощи центробежных насосов. При опрессовке высоконапорных линий задвижка 9 и краны блока мани- фольдов IBM-700 открываются, а центральная устьевая задвижка на скважине закрывается (см. рис. 3.4.). Вода при этом подается на прием агрегатов из водо- вода или автоцистерны. Давление опрессовки контролируется манометрами. Перед закачкой реагентов в скважину определяется приемистость скважины по воде. Для этого задвижка блока закрывается, а центральная устьевая задвижка скважины открывается; нагнетание воды агрегатом проводится, по возможно- сти, на различных режимах. После исследования приемистости скважины пере- ходят к основному процессу, на первом этапе которого в скважину подается только пенореагент из цистерн при помощи агрегатов. На следующем этапе в скважину закачивается расчетное количество смеси исходных реагентов, а за- тем снова создается буферный слой из 1—2 м 3 пенореагента. Полученная таким образом трехслойная оторочка под высоким давлением проталкивается в уда- Рис. 3.3. Блочная дозировочная установка для подготовки раствора ПАВ: 1— электрошкаф: 2—корпус будки; 3—верхний бак-смеситель; 4—тележка; 5— нижние баки; 6—ролики; 7—электронагреватели; 8—центробежный насос; 9— стенка будки с термоизолирующим материалом; 10 — платформа саней 32 ленную от скважины часть пласта при помощи агрегатов. Количество воды, за- качиваемой под высоким давлением, находится из расчета 20 м 3 на 1м работа- ющей мощности пласта. На заключительной стадии скважина подключается к кустовой насосной станции системы ППД нефтяного промысла. Перед переходом на закачку с ПАВ целесообразно провести исследова- ния в скважине, в том числе измерение устьевых давлений, приемистости сква- жины, кривые восстановления давления (КВД). Основные технологические операции (смешение, дозировка, закачка) мо- гут быть проведены в двух вариантах – долговременная закачка ПАВ слабо концентрированного раствора и импульсная закачка растворов ПАВ высокой концентрации. Рис. 3.4. Схема закачки концентрированного раствора ПАВ (АСС) на устье нагнетательной скважины: 1- автоцистерны; 2 - центробежные насосы; 3 — приемо-раздаточные гребенки; 4 - линии высокого давления; 5 -обратные кла- паны; 6 - манометры; 7- блок манифольдов IБM-700; 8—клапан; 9— задвижка; 10—обвязка устья: 11—скважина; 12— водовод; 13 - линия от водовода; 14- линии для прокачки агрегатов «на себя» Раствор ПАВ закачивается непрерывно в количестве до 1- 1.1 объема по- рового пространства нефтенасыщенной части пласта. 33 При использовании ПАВ ОП-10 первая порция закачиваемого раствора должна быть 0.1 % (составляет 0.2 % от порового объема) в дальнейшем под- держивается 0.05 % содержание реагента. Применение неиногенных водорастворимых ПАВ 1. Обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью по- вышения их приемистости 2. Нагнетание слабоконцентрированных (0.05-0.5%) и высококонцен- трированных (1-5%) растворов для освоения уплотненных глинистых коллек- торов, обеспечение приемистости скважин, снижения набухаемости глин и дав- ления, повышения охвата заводнением за счет увеличения работающей толщи- ны пласта. 3. Создание эффективных композиций из смесей продуктов и высоко- концентрированных растворов. Недостатки метода ПАВ - большое межфазное натяжение между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе - слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ - повышенная способность загрязнения окружающей среды. - качество воды (кислород, микроорганизмы, механические примеси). 1.3.2.Полимерное заводнение Метод повышения нефтеотдачи заключается в том, что в воде растворяет- ся высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), об- ладающий способностью даже при малых концентрациях повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов завод- нением. Метод изучается с конца 50 годов, в промышленных условиях применя- ется с 60 годов. Механизм процесса Основное свойство полимеров заключается в загущении воды. При кон- центрации 0.1 % вязкость увеличивается до 3-4 мПа*с. Это приводит к сокращению условий прорыва воды. Полимерные раство- ры наиболее применимы в неоднородных пластах. Полимерные растворы, об- ладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связан- ную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодей- ствие 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 фильтра- цию в них воды, а на фронте вытеснения создают вал неактивной воды. А так как полимерный раствор поступает сначала в высопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит уменьшение динамической неоднородности потоков жид- кости и как следствие – повышение охвата пластов заводнением. Адсорбция полимера пористой средой 34 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 ча- сти полимера. Адсорбция полимера составляет в 15-30 раз меньше, чем адсорбция не- иногенных ПАВ в пористой среде. Одно из основных требований к полимерам, это минимальная адсорбция на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход. Основная специфика фильтрации полимерного раствора – состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности, в повы- шении фактора сопротивления в пористой среде при малых скоростях фильтра- ции раствора, причиной которого является адсорбция полимера в пористой сре- де. Деструкция (разрушение) молекул полимера Деструкция может быть химической, термической, механической или сдвиговой и микробиологической. Химическая – происходит вследствии взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами. Термическая – наступает при температуре выше 130 градусов. Механическая – наступает при высоких скоростях движения, т.е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пла- ста. Технология процесса Полимерные растворы применяются в виде оторочек размером до 40-50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта и солевого состава пла- стовой воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора и снижение вязкости. Давление для нагнетания полимерных растворов выше чем при заводне- нии. Система размещения скважин для полимерного заводнения может оста- ваться такой же как при заводнении, если обеспечиваются необходимые давле- ния нагнетания, темпы отбора нефти. Но вполне логично использование более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое может быть только внутриконтурным. Испытания полимерных растворов для увеличения нефтеотдачи проводи- лись на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Та- тарии, Казахстане. Исходя из всех проводимых работ, в качестве средней надежной удельной дополнительной добычи нефти при полимерном заводнении можно принять 200-300 т на 1т полимера. Недостатки метода полимерного заводнения - резко снижается продуктивность нагнетательных скважин по причине резкого роста вязкости в призабойных зонах 35 - не возможность использования полимеров для глубокозалегающих пла- стов, сложенных малопроницаемыми коллекторами и имеющих высокую тем- пературу (более 90 градусов). - незначительный эффект от закачки полимеров в однородный пласт, с маловязкой нефтью - метод мало эффективен на поздней стадии разработки - и для пластов, с большим содержанием солей 1.3.3.Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи Проводившиеся с 1988 года работы по импортозамещению полимеров для Российской нефтяной промышленности увенчались успехом. Создан и прошел промысловую апробацию отечественный биополимер - Продукт БП-92. Предлагаемая технология как раз и предназначена для воздействия на объектах с сильно выраженной неоднородностью, как по толщине, так и по простиранию, со средней проницаемостью более 0,10 - 0,20 мкм и с температу- рами до 130° С. Важно, чтобы закачиваемая в пласт композиция не ухудшала фильтраци- онных характеристик низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны пласта. В обеспечение указанных требований, применительно к условиям месторождений Западной Сибири разработаны четыре базовых состава на основе биополимера ПРОДУКТ БП-92. Используемые композиции на основе ПРОДУКТА БП-92 защищены па- тентами РФ. Отработан технологический прием, обеспечивающий необходимую се- лективность. Этот прием основан на зависимости изменения профиля приемистости от давления. Обычно, при уменьшении закачки снижение приемистости происхо- дит неравномерно. Приемистость низкопроницаемых интервалов уменьшается сильнее, чем высокопроницаемых. При пониженном давлении закачки (на де- сятки атмосфер ниже устьевого давления при нагнетании в пласт жидкости) низкопроницаемые (нефтенасыщенные) пропластки перестают принимать зака- чиваемую воду. Для того, чтобы закачиваемая биополимерная композиция по- пала преимущественно в промытую водонасыщенную зону закачка композиции в пласт производится при давлении на 5-10 атмосфер ниже давления в линии ППД. К настоящему времени биополимерные технологии прошли промысло- вую апробацию обработка призабойной зоны добывающих скважин биополи- мерными составами с целью ограничения водопритока проводилась на место- рождениях Украины (терригенные коллектора НГДУ "Черниговнефтегаз"), ПО Татнефть, и НГДУ "Кинельнефть" (карбонатные трещиноватые коллектора), а также на некоторых других месторождениях. Снижение обводненности в этих экспериментах достигало в отдельных случаях 40% (в зависимости от предыс- тории и начальной обводненности), суточный прирост добычи нефти в среднем 4-5 тонн (в отдельных случаях до 20 тонн - в зависимости от дебита по жидко- 36 сти и начальной обводненности). В Татарии дополнительная добыча нефти на одну скв.операцию, в сред- нем составляет 530 тонн (или около 300 тонн нефти на тонну товарной формы биополимера), закачка биополимерных композиций через нагнетательные скважины с целью изменения профиля приемистости и увеличения охвата за- воднением (регулирование фильтрационных потоков) проводилось на ряде ме- сторождений Западной Сибири. Талинское месторождение ("КОНДПЕТРОЛЕУМ"), Поточное, Покачевское и Нантеганское месторождени я ("ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ"), Тарасовское и Барсуковское месторождения ("ПУРНЕФТЕГАЗ"), Ершовое и Самотлорское месторождения («НИЖНЕВАРТОВСКНЕФТЕГАЗ»), Западно-Ноябрьское месторождение («НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ»). |