Дипломный проект. методичка самост. Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
Состав/характеристика коллектора Темпера- тура Проница- емость, мкм 2 Трещи- новатость Степень выработки выше ни- же Состав на основе БП-92 и + - Не менее Допусти- ма Любая, макс. модифицированного карто- фельного 0,010 -i- эффективн. крахмала (патент №2073789) на началь- ной стадии Состав на основе БП-92 и хромкалиевых - + Не менее Допусти- ма Квасцов (патент № 2128283) 0,010 + Состав на основе БП-92 и бентонита + + Более Жела- тельна Более 70% (патент № 2128283) 0,050 + Состав на основе БП-92 и от- ходов + + Более + При резком слоистого пластика - «сло- мель М» (патент 0,050 заколон- ные обводнении № 2128284) перетоки (кинжаль- ные прорывы) Наиболее полно апробация биополимерных технологий проводилась на месторождениях «МЕГИОННЕФТЕГАЗ'а». Работы выполнялись на Покама- совском месторождении (пласт Ю 1 ) Северо-Покурском месторождении (пласты 37 Б 6 и Б 8 ), Аганском месторождении (Б 8 и Б 9 ), Южно-Аганском месторождении (Б 9 ), Ватинском месторождении (A 1-2 и Б 8 ), Мегионском месторождении (А 1-2 и Б 8 ), Мыхпайском месторождении (A 1 ). П РИ закачке биополимерных компози- ций в нагнетательные скважины на опытном участке через один - три месяца после закачки наблюдается прогрессирующее снижение обводненности и ПРИРОСТ добычи нефти. Дополнительная добыча от проведенных обработок во многих случаях превышает 500 тонн нефти на 1 ТОННУ товарной формы биопо- лимера ПРОДУКТ БП-92. После обработки, в течение 2-3 месяцев имеет место увеличение средних дебитов, максимальная амплитуда эффекта достигает 100%, в дальнейшем про- исходит постепенное уменьшение эффекта. Применение полимерных композиций позволяет подключать к заводне- нию неохваченные ранее участки пласта. На ранних стадиях разработки, при опережающем обводнении продукции за счет кинжальных прорывов нагнетае- мой в пласт воды по высокопроницаемым пропласткам, эффективность приме- нения биополимерных композиций может оказаться более высокой (до 100% прироста добычи). На ранних стадиях разработки нефтяного месторождения эффект от биополимерного воздействия выражается в абсолютном приросте добычи нефти. Однако, по мере выработки запасов эффект может проявляться в снижении темпов падения добычи нефти. В этом случае необходимо учитывать естественное падение добычи. Таким образом, использование биополимерных композиций на поздней стадии выработки запасов позволяет существенно за- медлить темп падения добычи, существенно продлить срок разработки и повы- сить нефтеотдачу пластов. Ситуация изменилась в последние годы в связи с тем, что в России нала- жено производство биополимера ПРОДУКТ БП-92. Прежде всего, доказана возможность применения нового биополимера и композиций на его основе в процессах нефтедобычи на объектах с достаточно широким спектром геолого- физических условий. Отличительная особенность растворов этого биополимера - устойчивость к сдвиговой деградации (возможность прохождения через цен- тробежные насосы без ухудшения реологических свойств) и термостабильность композиций (до 130°). Второе существенное свойство растворов биополимера - влияние не только на коэффициент охвата заводнением, но и увеличение коэф- фициента нефтевытеснения. В лабораторных экспериментах на кернах и насыпных моделях показано увеличение нефтевытесняющей способности по сравнению с водой на 6-16% (в зависимости от начального нефтенасыщения образца и свойств нефти). Совокупность перечисленных факторов заставляет вернуться к вопросу о целесообразности биополимерного заводнения. Важно, что цена Продукта БП-92 почти на порядок ниже цены полиакриламида. Биополимеры в виде постферментационной жидкости (ПРОДУКТ БП-92) прошли промышленную апробацию в Западной Сибири при решении задач вы- равнивания профиля приемистости и ограничения водопритока. Дополнитель- ная добыча нефти при этом составляет от 250 до 3000 тонн на одну тонну ПРОДУКТА БП-92 (в зависимости от геолого-физических условий, стадии раз- работки и др.факторов), среднее значение удельной эффективности - более 500 38 тонн нефти/тонну БП-92. При многократных обработках (более 3-5) удельная эффективность снижается до уровня 100-500 тонн нефти/тонну Продукта БП- 92. (по данным ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», «Нижневартовскнефтегаз», «РИТЭК»). Прирост извлекаемых запасов при проведении работ по выравнива- нию профиля приемистости не превышает (с учетом повторных/многократных обработок) 1%. 1.3.4. Щелочное заводнение Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодей- ствии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Природные нефти содержат в своем составе активные компоненты – органические кислоты., но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодей- ствие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно- активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть – раствор щелочи и увеличивающее смачиваемость породы водой. Лабо- раторные исследования показывают, что степень снижения межфазного натя- жения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти. При контакте щелочных растворов с нефтями образуются мелкодисперс- ные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями – типа «вода в нефти». Свойства растворов щелочи в том, что с повышением массовой концен- трации ее в воде более 0.04 % межфазное натяжение повышается независимо от активности нефти. Изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. Технология и системы разработки Для приготовления щелочных растворов можно использовать: Едкий натр (каустическая сода) NaOH Углекислый натрий (кальцинированная сода) Na 2 CO 3 Гидрат окиси аммония (аммиак) NH 4 OH Силикат натрия (растворимое стекло) N 2 Sio 3 Наиболее активными считаются – едкий натр и силикат натрия. Щелоч- ные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10-25 % от объема пор пласта. V пор = F hэфф *K пор В многорядных системах разработки размер оторочки больше, т.к. первые ряды скважин отбирают большую часть раствора. Концентрация едкого натра определяется в лабораторных условиях. Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизированных коллекторах бо- лее высокая концентрация щелочи в растворе необходимы для изменения сма- чиваемости поверхности пористой среды. Размер оторочки и концентрация агента должны определяться расчетным способом. Процесс может быть эффек- тивнее при попеременной закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного рас- твора, пресной воды и хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводнением. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким значением кислотности реагируют с нефтью, в результате чего снижается межфазное 39 натяжение, а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодисперсного осад- ка, который снижает проводимость высокопроницаемых слоев пласта, погло- щающих раствор и промытых участков. Вследствие этого вода начинает посту- пать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением. Продвижение щелочной оторочки по пласту регулируется режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение направления потоков жидкости). Система размещения скважин не отличается от применения ПАВ. Недостатки метода 1. Учитывается какая нефть – активная или неподвижная. 2. Учитывается минерализация пластовой и закачиваемой воды, процент содержания глин в породе. 1.3.5. Воздействие на пласт мицеллярными растворами Вытеснение нефти мицеллярными растворами, которые характеризуются очень низкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и во- дой – обеспечивают высокий эффект при извлечении оставшейся в пласте после обычного заводнения. Мицеллярные растворы могут применяться и при первичном воздействии на пласт. Метод был разработан и предложен в США с 1962 года и был испы- тан на промыслах. Состав и свойства мицеллярных растворов ПАВ характеризуются двумя особенностями- поверхностной активно- стью и способностью образовывать мицеллы. Образованию мицеллярных растворов способствуют как ПАВ – реагенты – эмульгаторы, а также стабилизаторы эмульсий и пен. Эти ПАВ называют ми- целлообразующими или коллоидными. В результате увеличения концентрации ПАВ в растворителе (вода или углеводороды) обычные вещества выделяются в виде отдельной макрофазы (осадка), то мицеллообразующие ПАВ образуют мицеллы. Размер мицелл составляет 10 -4 нм . Смесь, содержащую мицеллы, называют микроэмульсиями – или мицеллярными растворами. Особенность мицеллярных растворов – растворение, например нефть ста- новится растворимой в мицеллярной системе, обычно нефть не растворяется как в воде, так и в истинном водном растворе ПАВ. Механизм растворения в мицеллярном растворе – микроскопические ка- пельки нефти смещаются в цент мицелл, образуя разбухшие мицеллы. Вода яв- ляется внешней фазой. Мицеллы образуются при критическом значении кон- центрации ПАВ. Свойства мицеллярных растворов зависят от присутствия электролитов и содтергент. Электролит – хлорид натрия, сульфат аммония – добавляется для измене- ния вязкости мицеллярного раствора. Содтергент – спирт – для стабилизации и регулирования вязкости. Свойства мицеллярного раствора – вязкость, плотность, устойчивость. 40 Устойчивость – приготовленный на поверхности мицеллярный раствор является устойчивой системой. В процессе его продвижения в пласте в следствии изменения температу- ры происходит и изменение раствора. Раствор претерпевает изменение, изменя- ет внешнюю фазу – раствор переходит от прозрачного с внешней углеводород- ной фазой к слегка мутному с внешней водной фазой. При этом новая система является устойчивым мицеллярным раствором. При содержании в воде солей NaCl>15 г/л, растворы превращаются в водонефтяные эмульсии – т.е. теряют нефтевытесняющие свойства. С увеличением температуры выше 65 0 С мицел- лярные растворы не устойчивы. Вязкость – мицеллярного раствора зависит от температуры, состава. Из- менение вязкости зависит от температуры и наличия воды. Увеличение содер- жания содтергента – повышение вязкости. Плотность – растворов зависит от плотности составляющих компонентов. Увеличение % содержания воды – плотность раствора повышается. Механизм действия мицеллярных растворов При закачке в пласт происходит вытеснение нефти при смешивающимся и несмешивающемся режиме. Обычно мицеллярный раствор используется в форме оторочек. При заводнении пластов с оторочек мицеллярного раствора происходит увеличение коэффициента вытеснения и охвата. Небольшое меж- фазное натяжение по поверхности раздела между раствором и вытесняемой нефтью, повышенной вязкостью вытесняющего раствора. Процесс вытеснения осуществления закачкой какого-либо объема мицел- лярного раствора и образования в пласте оторочки, которая проталкивается оторочкой водного раствора полимера, а затем обычной водой. Полимерный раствор подается как промежуточный рабочий агент, кото- рый может подаваться порциями с постепенно понижающейся вязкостью, например от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды. Недостатки метода 1. Большой расход дорогих химических реагентов. Большая часть рас- ходов приходится на период создания мицеллярной оторочки. 2. Невозможность использования воды, которая отделяется от про- дукции добывающих скважин для обратной закачки в нагнетательные скважи- ны. 3. Плотность сетки. При промышленном внедрении мицеллярного за- воднения плотность сетки не должна быть невысокой (меньше 500 м), т.к. веро- ятность разрушения закачиваемой оторочки с увеличением расстояния возрас- тает. Т.е. требуется бурение большого количества дополнительных скважин, что экономически не выгодно. 1.3.6. Воздействие на пласты гелеобразующих композиций химреагентов Опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости водо- нагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и 41 хорошо промытых пластах высокоэффективны гелеобразующие составы. Геле- вые композиции могут быть закачаны и в добывающие скважины для образова- ния барьеров на пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды. Радиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных объемов закачи- ваемых водных растворов гелеобразующих реагентов на единицу толщины пласта. Объемы растворов и технологии их закачки необходимо выбирать на основе тщательного изучения характера неоднородности пластов, их гидроди- намической связи и степени промывки отдельных прослоев, и т. д. Для пластов Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью и температурой, Л. К. Алтуниной и ее сотрудниками (ИХН г.Томск) экспериментально обоснован и внедрен технологический процесс применения неорганических гелей для увеличения нефтеотдачи пластов. Метод основан на способности системы соль алюминия — карбамид — вода непо- средственно в пласте генерировать неорганический гель и СО 2 . В методе реали- зован известный принцип возникающих реагентов (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразную си- стему. При температуре выше 70°С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время про- исходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем растворе мгновенно образуется гель. При реализации рассматриваемого метода используются гелеобразующие композиции ГАЛКА, представляющие собой маловязкие растворы с рН = 2,5 — 3, содержащие соль алюминия, карбамид и некоторые добавки, улучшающие их технологические параметры. Они способны растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать набухаемость глин. В пласте за счет его тепловой энер- гии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с обра- зованием аммиака и CO 2 , что ведет к повышению рН раствора. При рН = 3,8 — 4,2 происходит мгновенное образование гидроксида алюминия во всем объеме раствора. Это проявляется в скачкообразном возрастании рН и динамического напряжения сдвига гелеобразующего раствора. Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения компо- нентов гелеобразующей системы. Растворы солей алюминия без карбамида ге- лей не образуют. При изменении температуры на каждые 10°С время гелеобра- зования изменяется в 3,5 раза. Энергия активации гидролиза карбамида в геле- образующем растворе равна 115 кДж/моль, при отсутствии соли алюминия до- стигает 134 кДж/моль, что указывает на катализ кислотой, образующейся в ре- зультате гидролиза соли алюминия. Другими словами, кинетика гелеобразова- ния в системе соли алюминия — карбамид — вода определяется гидролизом карбамида, который происходит медленнее коагуляционного процесса гелеоб- разования гидрооксида алюминия. Исследованы реологические свойства рассматриваемых гелей. Установ- лено, что гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластиче- ским твердообразным телом коагуляционной структуры. Исследовано влияние геля гидроксида алюминия на фильтрацию пласто- 42 вых флюидов, выполненных на линейных и насыпных моделях пласта из при- родных кернов месторождений Западной Сибири. В результате образования ге- ля проницаемость породы для воды снижается в 2—70 раз. Статическое напря- жение сдвига для геля гидроксида алюминия в моделях пласта зависит от кон- центрации гелеобразующего раствора и равно 3—8 МПа. В 1990—1992 гг. проведены их опытно-промышленные испытания на ме- сторождениях Западной Сибири. Объем закачки композиций составил около 3 тыс. т. В 1991 г. в ПО «Лангепаснефть» технология сдана Ведомственной Ко- миссии (ВК) и рекомендована для промышленного внедрения. В ПО «Нижне- вартовскнефтегаз» технология выдержала приемочные испытания и сдана в ВК в 1992 г. В ходе промышленного внедрения отмечено, что добывающие сква- жины реагируют стабилизацией или снижением обводненности на 10—50%, увеличением дебита нефти. Дополнительная добыча нефти составляет 40—60 т на 1 т закачанных композиций. 1.3.7.Организация безопасного применения химреагентов Источники загрязнения Применение в добыче нефти химических реагентов в последние годы возросли. Нефть губительно воздействует на растительный и животный мир. Нефть и газ пожароопасны, разливы и утечки могут вызвать пожары. Применя- емые хим.реагенты усиливают токсичность окружающей среды. Источником токсичности могут быть различные утечки на местах приготовления компонен- тов хим.реагентов к закачке их в пласт. Утечка и разлив нефти и хим.реагентов возможны при ремонте, исследовании скважин, негерметичность э/к, наруше- ние технологии ведения процесса работ. Скважина как источник загрязнения при проводке, бурении, герметичности скважины. Попадание технологических жидкостей в другие пласты могут привести к загрязнению питьевых источников. Растворы хим.реагентов поднимаясь на по- верхность могут привести к засорению водоемов, что может вызвать гибель животных и растений. При переводе добывающих скважин под нагнетание проводят следующий вид работ: - определяют состояние цементного камня и обсадной колонны - проводят опрессовку обсадной колонны (воздухом или жидкостью, проверяют герметичность колонны) - в случае отсутствия цемента в затрубном пространстве до устья – наращивают. - Восстанавливают при необходимости герметичность колонн. - Спускают НКТ с пакером, проводят, проводят опрессовку, межтрубное пространство оборудуют манометром. Все категории скважин в процессе их эксплуатации должны обследовать- ся на состояние колонн, т.к. они подвергаются коррозии. Для сохранения об- садных колонн от коррозии применяют жидкости – формалин, гидрат гидрази- на. При потере герметичности и невозможности ее устранения скважина долж- на быть ликвидирована. 43 В процессе ведения работ возможно возникновение аварийных ситуаций по причинам: - негерметичность э/к - несоответствие плотности промывочной жидкости характеристике призабойной зоны. - Недостаточность объема жидкости при глушении скважин. - Нарушения технологии ведения ремонтных работ на скважине. - Отсутствия запорной арматуры и устройств перекрытия устья сква- жин, соответствующего типоразмеру и марки - Недостаточной обученности членов бригады, ведущей ремонт скважины с применением химреагентов или закачку их в пласт. К работе у устья скважины допускаются работники, прошедшие обучение в соответствии с «Уставом о Положении». При работе с химреагентами суще- ствует «Положение...», где проходят обучение рабочие. |