Разработка месторождений. РНГМ. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
Углекислый газ в сжиженном виде растворяется в нефти и тем самым снижает ее вязкость. В результате, за счет повышения подвижности нефти создаются более благоприятные условия для ее вытеснения. Применяют также карбонизированную воду (воду, насыщенную СО2), которая, снижая поверхностное натяжение нефти на границе с водой и улучшая смачиваемость поверхности, способствует повышению нефтеотдачи пластов. Мицеллярные растворы состоят из нефтяных сульфонатов, полимеров, спиртов и др. компонентов, то есть имеют очень сложный состав и весьма дороги. Механизм их действия заключается в резком снижении поверхностного натяжения на границе с нефтью (практически до исчезающе малых значений), образовании эмульсии, загущении воды и выравнивании фронта заводнения за счет увеличения гидравлических сопротивлений. Паротепловое воздействие призвано снизить вязкость нефти за счет ее нагрева. При соблюдении требований технологии и благоприятных условиях применения позволяет доставить тепло вглубь пласта. При этом сначала расходуется энергия пара, который остывает до температуры парообразования. При достижении температуры парообразования начинает использоваться скрытая теплота парообразования. После полной конденсации пара и превращения его в горячую воду ее температура постепенно снижается до пластовой. Отличие метода от закачки горячей воды заключается в возможности доставить теплоноситель в более удаленные части пласта. Внутрипластовое горение осуществляется в пластах, содержащих очень вязкие нефти и битумы, которые невозможно добывать шахтными методами из-за сравнительно большой глубины залегания. В пласте создают источник горения, который перемещается по пласту. При сжигании части нефти перед источником горения образуется тепло, а также возгоняются легкие углеводороды, которые, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость. Полимерное заводнение заключается в растворении полимера в воде, вязкость которой при этом повышается. Нагнетание загущенной воды способствует перераспределению фильтрационных потоков в пористой среде, за счет адсорбции полимера в каналах фильтрации, снижения подвижности воды, увеличения гидравлических сопротивлений. При этом в неоднородных коллекторах происходит увеличение охвата пластов процессом заводнения. Щелочное заводнение основано на снижении поверхностного натяжения на границе раствора с нефтью, ионообменных процессов между реагентом и породой, образовании эмульсии, увеличении фильтрационных сопротивлений и охвата пласта воздействием. Нагнетание водорастворимых ПАВ позволяет снизить поверхностное натяжение на границе раствора с нефтью, изменить смачиваемость поверхности каналов фильтрации повысить охват процессом заводнения. В настоящее время почти не применяется из-за низкой эффективности. Критерии применимости методов повышения нефтеотдачи. На стадии промышленного испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема эффективного их применения. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее: нефтенасыщенность пластов или степень их истощения, заводнения; свойства нефти и пластовой воды – вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей; тип коллектора и его свойства: литологический и минералогический состав, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину залегания, удельную поверхность, глинистость, солевой состав; расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально-технических средств, их качество, характеристику и стоимость; цену на нефть; потребность в увеличении добычи нефти. Их совокупность создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальном, конкретном изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями, заданными заранее. На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в России и за рубежом, накоплены обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения. Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов. Трещиноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих реагентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Объем трещин не превышает 1,5-2% от общего объема пор пластов, а гидропроводность их может достигать 60-80% от общей гидропроводности пластов. Поэтому в сильно трещиноватых пластах при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает предел экономической рентабельности процесса, даже при неоправданных затратах. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20-100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватых пластах, происходит неэффективный расход рабочих агентов. Нефтенасыщенность пластов. Низкая нефтенасыщенность пласта (ниже 30-25%) недопустима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30 %, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (внутрипластовое горение, вытеснение паром, водорастворимыми ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов ниже 50% просто из-за не окупаемости затраченных средств. Если основная часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способных сделать ее подвижной (углекислый газ, мицеллярные растворы), а если большая часть остаточной нефти размещена в неохваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие охват вытеснением (полимеры, водогазовые смеси, щелочи). Поэтому нефтенасыщенность пластов перед началом применения методов увеличения их нефтеотдачи очень важный определяющий критерий. Активный водонапорный режим. Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом достигается высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30%) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что, либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает возможность применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящихся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтурные скважины – к снижению эффективности. Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в большинстве случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПаЧс. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100-150 мПаЧс) в высокопроницаемых пластах. Термические методы (вытеснение нефти паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500-1000 мПаЧс и тепловые методы с обычной скважинной технологией становятся уже нерентабельными. В этих случаях более целесообразной может оказаться термошахтная разработка, допускающая бурение скважин на малом расстоянии друг от друга (20-50 м). Жесткость и соленость воды. Для применения метода увеличения нефтеотдачи пластов, большое значение приобретают свойства пластовой воды и воды, используемой для приготовления рабочего агента. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов. Негативное влияние присутствия этих солей сказывается вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и бактерии, чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте, разрушения растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара также требуется чистая умягченная, лишенная кислорода вода. Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою активность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают в ближайшей окрестности нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в сильно глинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выносу песка в добывающие скважины. Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов. Помимо указанных критериев, общих для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов, при выборе одного из них для конкретных геолого-физических условий того или иного месторождения необходимо руководствоваться следующими дополнительными частными критериями. Вытеснение нефти углекислым газом. Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПаЧс, так как при более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО2 с нефтью. Пластовое давление должно быть более 8-9 МПа для обеспечения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления. Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффективность из-за проявления гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата вытеснением. Нагнетание водогазовых смесей. Вязкость нефти больше 25 мПаЧс неблагоприятна для применения метода. Большая толщина пласта способствует гравитационному разделению газа и воды и снижению эффективности вследствие уменьшения охвата вытеснением. Полимерное заводнение. Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению молекул полимера и снижению эффективности. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул. В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект повышения вязкости воды. Полимеры биологического происхождения не нуждаются в этом ограничении. Нагнетание водорастворимых ПАВ. Недопустима температура пласта выше 70°С по тем же причинам, что и для полимеров. Гидрофильные пласты (хорошо смачиваемые водой) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости поверхности каналов фильтрации. Вытеснение нефти мицеллярными растворами. Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются такие же ограничения по температуре, проницаемости пласта, солености воды. Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вследствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превращаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проницаемость пластов. Вязкость нефти допускается не более 15 мПаЧс, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицеллярного раствора за счет такого дорогостоящего компонента, как спирт. Продуктивные пласты могут быть представлены только терригенными породами, так как в карбонатных породах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы. Вытеснение нефти горением. Вязкость нефти должна быть более 10 мПаЧс, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточное содержание в ней кокса (асфальтенов). При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 этот метод применять нецелесообразно из-за больших непродуктивных потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Пласты должны залегать на глубине более 150 м, чтобы обеспечить достаточную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов сгорания на поверхность. Вытеснение нефти паром. Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим соображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгодным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву пласта. Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3% на каждые 100 м, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважины. Проницаемость пласта должна быть больше 0,2-0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти достаточно высоким для уменьшения потерь тепла через кровлю и подошву пласта. Общие потери теплоты в стволах скважин и в пласте не должны превышать 50% поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса. Вытеснение нефти раствором щелочи. Ограничения в применении этого метода повышения нефтеотдачи пластов минимальны. Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (менее 0,5мгКОН/г). Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических методов щелочные растворы вполне применимы при температурах 150-200 °С, а также в карбонатных пластах. Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость поверхности пород водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в преимущественно гидрофобных коллекторах. Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%). Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потенциальных масштабов применения. При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти необходимо, основываясь на описанных критериях, изучить возможность применения той или иной технологии сначала в лабораторных условиях. При получении обнадеживающих результатов лабораторных экспериментов, после детальных технологических и экономических расчетов провести опытно-промышленные испытания выбранной технологии. Гидродинамические методы.  Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ). Позволяет снизить поверхностное натяжение на границе раствора с нефтью, изменить смачиваемость поверхности каналов фильтрации повысить охват процессом заводнения. В настоящее время почти не применяется из-за низкой эффективности. Недопустима температура пласта выше 70 °С по тем же причинам, что и для полимеров. Гидрофильные пласты (хорошо смачиваемые водой) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости поверхности каналов фильтрации. Полимерное заводнение. Заключается в том, что в воде растворяют высокомолекулярный химический реагент - полиакрилламид, 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. Механизм процесса. При концентрации полимера в растворе от 0,01 до 0,1% вязкость его увеличивается до 3-4 мПаЧс. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды и сокращению условий прорыва воды по неоднородным пластам. В процессе фильтрации полимерных растворов в пористой среде они приобретают кажущуюся вязкость, которая зависит от размеров каналов фильтрации и скорости перемещения раствора полимера, и может в 10-20 раз превышать величину, измеренную вискозиметром. Часть полимера адсорбируется на поверхности каналов фильтрации, снижая их проницаемость, а в связи с тем, что раствор поступает сначала в наиболее проницаемые пропластки, это явление способствует выравниванию профиля проницаемости пород пласта. Из-за адсорбции активного вещества вытеснение перед фронтом раствора полимера образуется вал пластовой воды, а затем обедненного раствора. С увеличением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорбция усиливается. Величина адсорбции составляет 0,15-0,75 кг/м3 пористой среды. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам, является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает потери и расход реагента. Однако это упрощенное представление об эффективности вытеснения нефти полимерным раствором. На самом деле этот вопрос значительно сложнее. Установлено, что существует некий оптимальный диапазон адсорбции, соответствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект. Это объясняется тем, что при движении в пористой среде несорбирующийся полимерный раствор перемешивается с остаточной водой и разрушается, а вязкость его при этом уменьшается. Кроме того, уменьшение адсорбции полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват пласта заводнением. Ухудшение работы полимерного раствора при сильной адсорбции активного вещества приводит к большому отставанию фронта полимерного раствора от фронта вытеснения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что приводит к меньшей нефтеотдаче пласта. Деструкция молекул полимера. Молекулы полимера в растворе под действием различных факторов разрушаются. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность - основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента. Деструкция может быть химической, термической, механической и биологической. Химическая деструкция происходит при взаимодействии полимера с кислородом воздуха. Поэтому в воде, используемой для приготовления полимерного раствора, не должно быть кислорода. Контакт с пластовыми водами, содержащими соли жесткости пагубно влияет на свойства полимерных растворов. При высокой температуре около 90-110 °С начинается термическая деструкция, а при температуре более 130 °С полимер разрушается. Механическая деструкция происходит при высоких скоростях движения раствора полимера по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция происходит под действием бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их вместе с водой вследствие окисления нефти. Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяют в виде оторочек размером 25-50% от объема пор. Размер оторочки, тип полимера и его концентрация в растворе должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой водой происходит разрушение их структуры и снижение вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация полимера в растворе должна быть в 2-3 раза выше. Давление для нагнетания полимерного раствора всегда выше, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений. 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 градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое, естественно может быть только внутриконтурным. Недостатки и ограничения. Основной недостаток метода заключается в том, что резко снижается продуктивность нагнетательных скважин вследствие резкого роста кажущейся вязкости раствора в призабойных зонах, которую не всегда можно компенсировать повышением давления нагнетания из-за усиления механической деструкции полимера. Поэтому нельзя применять полимерное заводнение в пластах с проницаемостью ниже 0,1 мкм2 и температурой более 90 °С. Нельзя ожидать значительного эффекта от закачки полимеров в сравнительно однородные пласты, содержащие нефти вязкостью менее 5 мПаЧс. Этот метод неэффективен также на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки и для пластов с большим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного раствора. Лабораторные эксперименты, проведенные в УдмуртНИПИнефть и других институтах, показали, что имеется также верхний предел проницаемости пород, при котором еще возможен положительный эффект от применения полимерного заводнения. При изменении вязкости нефти от 6 до 75 мПаЧс максимальная допустимая проницаемость карбонатных пород изменяется от 0,1 до 0,5 мкм2. Чем выше вязкость нефти, тем выше верхний предел проницаемости карбонатных пород, пригодных для применения полимерного заводнения. В терригенных коллекторах пределы изменения проницаемости шире благодаря более тонким каналам фильтрации. |