Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
168 Нами была опробована возможность использования метода на основе искусственного интеллекта для выдачи рекомендаций по проведению технологий увеличения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважин для реальных условий 296 добывающих и 79 нагнетательных скважин девонских отложений Ромашкинского месторождения (табл. 15.4). Скважины были обеспечены информацией лишь по 10-16 наиболее доступным позициям из 28, на которых обучалась нейросистема. Исследования показали, что нейросистеме удалось сформировать рекомендации в 80 % случаев, несмотря на недостаток информации. Результаты анализа с использованием нейросистемы могут выдаваться в виде ранжированного ряда по предпочтению (рис. 15.5, 15.6). Таблица 15.4 Рекомендации для объектов Ромашкинского месторождения (девонский горизонт) Наименование Площадь 1 Площадь 2 Площадь 3 скв. % скв. % скв. % Количество информационных параметров по объектам нагнетательных скважин 10 из 28 - 16 из 28 Всего объектов 13 - 66 Получены рекомендации Количество информационных параметров по объектам добывающих скважин 15 из 28 10 из 28 15 из 28 Всего объектов 45 39 212 Получены рекомендации Рис. 15.5 Пример выбора вида воздействий для условий нагнетательной скв. 160 предпочтительность вида воздействия) Рис. 15.6 Пример выбора вида воздействий для условий добывающей скв. 10852 предпочтительность вида воздействия 170 Лекция №16 План 1. Химические методы (ХМ. 2. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ. Определение скорости продвижения фронта сорбции. 3. Технологические процессы применения ПАВ при заводнении. 4. Сопоставление эффективности воздействия ПАВ при его отмывающем действии или при образовании эмульсионной системы для увеличения охвата. 5. Применение деминерализованной (опресненной) сточной воды Химические методы (ХМ) В связи с широким внедрением систем заводнения на протяжении многих лет разрабатывались ХМ, преимущественной базой для которых является заводнение. Классификация ХМ I группа – основана на заводнении – добавка индивидуальной активной примеси вводу) закачка оторочки водного раствора полимера 2) закачка кислот, щёлочи; 3) закачка ПАВ и т.д. II группа – закачка гетерогенных сред 1) мицеллярные растворы 2) полимер-дисперсные системы (ПДС) и т.д. Возможно сочетание х групп при последовательной закачке оторо- чек, такой метод, как щелочно-ПАВ – полимерный – ПАВ (ASP – alkaline- surfactant – polimer). Оторочка (slug) – это определенный объём воды с добавкой химического реагента определённой концентрации, выраженный в долях порового объёма. Например, отпор Воду для ХМ подготавливают особенным образом, более тщательно, так как, например, полимеры очень чувствительны к механическим примесям, кислой среде. Существуют два типа оторочек: 1) низкоконцентрированные оторочки 2) высококонцентрированные оторочки. Оптимальная оторочка – это такая оторочка, которая при подходе к добывающей скважине сохраняет свои свойства и имеет минимальный объём. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ. Определение скорости продвижения фронта сорбции ПАВ по отношению к растворителю может быть водо- или/и маслорас- творимым. Рассмотрим закачку водного раствора ПАВ. Существует два основных вида ПАВ 1) ионные (диссоциирующие с активными частями – анионные и катионные, например, алкилсульфаты, алкилсульфонаты); 2) неионные (не диссоциируют на ионы вводной среде, например, оксиэтилированные алкилфенолы, оксипропилированные алкил- фенолы в России промышленно выпускаются ОАО Нижнекамск- нефтехим»). Крупным недостатком ионных НПАВ при применении в условиях минерализованных пластовых и закачиваемых вод является их высаливание, то есть потеря поверхностно-активных свойств в результате взаимодействия с солями жесткости. Этот недостаток ярко проявился в процессе испытания мицеллярной технологии в условиях отложений девона Ромашкинского месторождения (минерализация пластовой воды 280 гл, когда проектная композиция ПАВ из-за взаимодействия с солями пластовых вод развалилась, то есть концентрации ПАВ снизились ниже значений, обеспечивавших взаимную растворимость углеводородов и воды в оторочке. Как известно, молекулы НПАВ имеют дифильную структуру. То есть, например, гидрофобную бензольную (так называемую голову) и гидрофильную линейную оксиэтильную (так называемый хвост. Таким образом, эти молекулы могут ориентироваться в пространстве в соответствии с энергетической целесообразностью. Этим же обусловлено такое явление, как адсорбция, например на гидрофобной поверхности (рис. 16.1). Рис. 16.1 Ориентирование адсорбированных из водного раствора молекул ПАВ на гидрофобной поверхности (кружок - гидрофобная голова кривая линия – гидрофильный хвост) При закачке в пласт молекулы ПАВ адсорбируются на поверхностях пор, капилляров и трещин, модифицируя их межфазные свойства (рис. 16.2). При этом меняются межфазные натяжения на границах раздела поверхностей и, как следствие, краевые углы смачивания. масло S 1 S 2 вода Ф° θ° твердое тело Рис. 16.2 Проекция капли масла на твердой гидрофобной (олеофильной) поверхности вводной среде Однако не вся поверхность породы может притягивать молекулы ПАВ. Молекулы притягиваются только на активных элементах поверхности. Значительное количество активных элементов может располагаться в пористой среде призабойной зоны, что снижает эффективность некоторых МУН на основе ПАВ, так как призабойная зона работает как фильтр для водного раствора Рассмотрим распределение концентрации оторочки химического реагента при ее движении по пласту (рис. 16.3). Рис. 16.3 Продвижение идеальной оторочки по пласту В случае идеальной оторочки концентрация химического реагента в ней остаётся постоянной, а размере закономерно уменьшается. При подходе к добывающей скважине правильно рассчитанная по размеру оторочка практически схлопывается (координата тыла становится равной координате фронта. На практике в пласте наблюдается следующая картина (рис. 16.4): Рис. 16.4 Продвижение реальной оторочки по пласту Видно, что в реальности оторочка размазывается по пласту. Пласт обычно в значительной мере неоднороден, химический реагент в оторочке также распределён неравномерно, поэтому абсолютно точно необходимые V от С С V от С фронт оторочки тыл оторочки С 174 размеры и концентрацию реагента в оторочке рассчитать не представляется возможным. Зависимости концентрации молекул, адсорбированных на поверхности, описывают изотермы сорбции. Существуют два наиболее известных уравнения для описания величины адсорбции 1) изотерма сорбции Генри (при малых концентрациях ( Г Г c α ∞ = ⋅ ⋅ = где с – концентрация ПАВ вводном растворе К – константа адсорбционного равновесия α – константа Генри) изотерма сорбции Лэнгмюра (при больших концентрациях ( ) 1 L L K Г Г c ∞ = + , где Г – предельная адсорбция. Графически кинетика адсорбции выглядит так (рис. 16.5): Рис. 16.5 Зависимость величины адсорбции от концентрации сорбирующегося реагента Однако наряду с адсорбцией происходит процесс десорбции. В реальных условиях десорбируется не весь объём ПАВ. В случае десорбции в области малых концентраций 0 ( ) ( ) Г Г с c = + − % % % 0 Г Г % – характеризует необратимо сорбированное породой количество реагента (рис. 16.6). адсорбция по Лэнгмюру Г∞ адсорбция по Генри Гс Рис. 16.6 Адсорбция (1) и десорбция (2) Важнейшим свойством ПАВ является способность изменять величины межфазного натяжения (на границе между двумя несмешивающимися жидкостями, или жидкостью и газом, или поверхностное натяжение (например, на контакте между породой и жидкостью. Напомним, что физический смысл поверхностного натяжения σ – это работа, которую необходимо совершить для создания единицы новой поверхности. Этот физический смысл проще пояснить на примере. Обычная вода не пенится, но стоит в поток попасть мылу или шампуню (те. ПАВ, так сразу с лёгкостью начинают образовываться новые поверхности – пузыри. Это происходит потому, что сильно снижается межфазное натяжение на границе воздух–вода и работа по созданию новой поверхности также становится невелика. Количество адсорбированного реагента и изменение величины межфазного натяжения σ связывается уравнением адсорбции Гиббса ) с Г с − ∂ . (16.1) Снижение межфазного натяжения в зависимости от концентрации ПАВ выглядит для НПАВ АФ 9 -6 таким образом (рис. 16.7): Г% Г 2 1 с Г 176 0 5 10 15 20 25 30 0.000 0.001 0.010 0.050 0.100 0.250 0.500 0.750 Концентрация ПАВ, Коэффициент межфазного натяжениям НмПресная вода Минерализованная вода Рис. 16.7 Зависимости коэффициентов межфазного натяжения на границах нефти с дисперсиями НПАВ АФ 9 -6 в минерализованной и пресной воде от концентрации Рассмотрим процесс продвижения фронта сорбции ПАВ по пласту. Для начала выведем уравнение материального баланса. Для этого выделим элемент объёма пласта V xbh ∆ = ∆ , в котором будем считать движение жидкостей происходит вдоль оси хи составим уравнение баланса объёма ПАВ. Воду и водный раствор ПАВ будем считать несжимаемыми жидкостями. За время ∆ t в элемент ∆ V войдёт объём ПАВ 1 ( , ПАВ t qc x t t = ∆ За это же время из элемента выйдет следующий объём ПАВ 2 ( , ПАВ t qc x x t t = ∆ = + В момент времени t в элементе объёма пласта было ПАВ [ ] 3 ( , ) ( , ) . Q m V c x Г x t = За время ∆ t количество ПАВ изменилось и стало равным [ ] 4 ( , ) ( , ) , Q m V c x t Г x t t = ∆ + ∆ + + где x% – некоторая точка интервала x ∆ , в которой концентрация ПАВ равна среднему значению концентрации в элементе объёма ∆ V в моменты времени t и t+ ∆ t 177 Составляя уравнение баланса, получим 1 2 4 Подставляя значения, можем записать так [ ] ( , ) ( , ) ( , ) ( , ) ( , ) ( , ) qc x t t qc x x t t m V c x Г x t c x t Г x t t ∆ − + ∆ ∆ = ∆ + − + ∆ − + Разделив обе части уравнения на V t ∆ ∆ и устремляя x ∆ и ∆ t к нулю, получим [ ] ( ) 0. q c m Гс Пример решения задачи определения скорости продвижения фронта сорбции ПАВ приведено в сборнике /****/. Технологические процессы применения ПАВ при заводнении Длительными исследованиями процессов вытеснения с применением НПАВ институтом «БашНИПИнефть» было обосновано, что основным ХМ в СССР может быть применение водных растворов ПАВ (например, ОП) с концентрацией примерно 0,05 % масс. и величиной оторочки до 20 % поро- вого объема. Для создания такой концентрации в нагнетаемой воде применялось оборудование для долговременного дозирования, устанавливаемое чаще всего на КНС и требующее постоянного контроля. В последующем выяснилось, что прирост коэффициента вытеснения в реальном коллекторе составляет всего несколько пунктов. Охват пласта при этом практически не изменялся. Это связано стем, что большинство коллекторов обладают очень высокой удельной поверхностью, на которой способно адсорбироваться громадное количество ПАВ, а прирост коэффициента нефтеотдачи в неоднородных, особенно заводненных пластах, в большей степени определяется коэффициентом охвата. Расход ПАВ при реализации этой технологии оказался очень большим, при технологической эффективности дот дополнительной добычи нефти на 1 т использованного НПАВ. Модификацией этой технологии стала разработанная в ТатНИПИнефть так называемая разовая технология закачки ПАВ. При этом тот же объем 178 товарного ПАВ закачивался в концентрации 10 % масс. с размером оторочки в 0,1 % порового объема. При указанных концентрациях эффективность межфазного воздействия практически не меняется, но уменьшается время создания оторочки. Таким образом, при реализации такого процесса удается провести создание оторочки в короткое время, обычно за 5-7 сут с использованием автоцистерн и передвижного насосного агрегата. Для повышения эффективности и расширения области применения большее распространение получили технологии закачки композиций ПАВ. Грамотно подобранные композиции ПАВ являются очень эффективными вытесняющими, нефтеотмывающими агентами. Они позволяют совместить как нефтевытесняющие свойства, таки механизм охвата пласта вытеснением. К таким технологиям относятся разработанные в ТатНИПИнефть технология применения водных дисперсий маслорастворимых НПАВ типа АФ 9-6 и технология с использованием композиций НПАВ АФ 9-6 и АФ 9-12 [4]. Сопоставление эффективности воздействия ПАВ при его отмывающем действии или при образовании эмульсионной системы для увеличения охвата Для высоких минерализаций пластовых и закачиваемых вод нефтяных месторождений Татарстана широкое применение нашли технологии на основе водорастворимых НПАВ как наиболее устойчивых к этим условиям. К сожалению, при использовании минерализованных вод не всегда удается достичь отмывающего эффекта за счет прямого вытеснения с поверхности, так как при этом поверхность силикатов гидрофобизуется (угол натекания воды на углеводород на кварцевой пластинке растет со до о) и только лишь снижения величины межфазного натяжения становится недостаточно. В этом случае реализовать отмыв возможно с помощью солюбилизации (растворения) остаточной нефти в растворе НПАВ и (или) внесения дополнительной механической (гидродинамической) энергии. Одним из важнейших элементов увеличения нефтеотдачи пласта, особенно заводненного, является достижение максимального его охвата процессом вытеснения. Технологии на основе водорастворимых НПАВ в условиях месторождений Урало-Поволжья ориентированы на улучшение отмывающих 179 свойств воды, то есть на гидрофилизацию поверхности коллектора, а также на снижение межфазного натяжения на границе «нефть-раствор ПАВ и перевод нефти в эмульсию прямого типа, ив незначительной степени влияют на охват пласта. Как указывалось выше, в условиях высокой минерализации закачиваемых или пластовых вод эффективность отмыва существенно снижается и энергетически более выгодным может стать увеличение вязкости вытесняющего агента путем образования обратных эмульсий. Для достижения эмульгируемости углеводорода необходимыми условиями являются снижение межфазного натяжения и наличие механического гидродинамического) воздействия. В сравнении с водорастворимыми НПАВ – маслорастворимые, в силу большего сродства к углеводороду, легче и быстрее переходят в нефть, способствуя образованию обратных эмульсий. Сопоставляя результаты ТатНИПИнефть сданными, полученными ранее для водорастворимых НПАВ ГА. Бабаляном и др, можно сделать вывод о сопоставимой эффективности снижения межфазного натяжения водо- и маслорастворимыми НПАВ типа ОЭАФ, при этом маслорастворимые НПАВ позволяют достичь эффективного эмульгирования остаточной после заводнения нефти. Как это видно из результатов исследования реологических свойств, эмульсионные системы на основе маслорастворимых НПАВ будут работать преимущественно на охват за счет того, что при разбавлении водой в заводненных зонах они резко загущаются, в тоже время в нефтенасыщен- ных зонах их можно продвигать на значительные расстояния за счет снижения вязкости. Указанные эмульсии устойчивы к разбавлению в свободном объеме вплоть до кратного первоначального объема. С одной стороны, составы, обладающие высокой вязкостью, позволяют существенно увеличить охват, с другой стороны, при этом затрудняется процесс довытеснения (доотмыва) из заводненных зон пласта. Основываясь на закон Дарси, можно сделать вывод о том, что при фиксированном перепаде давления, создаваемом при вытеснении оторочки композиционной системы, глубина проникновения ее обратно пропорциональна вязкости. Для регулирования вязкостных характеристик эмульсий при сохранении их поверхност- но-активных свойств наиболее эффективны композиционные системы, содержащие масло- и водорастворимые НПАВ, воду и, при необходимости, углеводород. На Сиреневском месторождении в Татарстане успешно применялась оторочка композиции растворов НПАВ АФ 9-6 и АФ 9-12. При оценке возможности образования обратных эмульсий следует учитывать, что важную роль играет насыщенность углеводородами зоны, вплотную примыкающей к скважине. При наличии достаточного объема углеводорода значительные гидродинамические силы в этой области будут способствовать эффективному образованию обратных эмульсий. Для условий высокой обводненности предусматривается дополнительное введение углеводорода или непосредственно в композиционную систему, или в призабойную зону пласта. Для сопоставления вытеснения коэффициента нефтеизвлечения за счет отмывающих свойств ПАВ и за счет охвата системами на основе композиций водо- и маслорастворимых НПАВ рассмотрим случаи вытеснения оторочкой водорастворимого НПАВ нефти из элемента пятиточечной системы, разрабатываемого заводнением сточной (минерализованной) водой пласта, а также увеличения охвата такого же элемента эмульсионной системой с повышенной вязкостью. Примем прирост коэффициента вытеснения в первом случае по результатам БашНИПИнефть равным 3-5 %, для оценки изменения охвата пласта вытеснением примем величину коэффициента охвата пласта по исследованиям РТ. Фазлыева на основе решения интегро-дифференциального уравнения движения границы двух разновязких жидкостей в пористой среде [5]: η = 0,718[(1+ µ o )/(2 µ o )] 0,5 , (16.2) где η – коэффициент охвата пласта вытеснением до прорыва вытесняющего агента µ o – соотношение величин вязкости жидкостей перед и за фронтом вытеснения. Эффективность действия НПАВ в составе отмывающей и эмульги- рующей композиций оценим по приросту коэффициента нефтеотдачи и объему пласта, в котором может происходить доотмыв нефти с поверхности породы, а также существовать обратная эмульсия с радиусом частиц дисперсной среды до r = 20; 100; 1000 мкм (блокирование капилляров с соответствующим средним радиусом пор. Примем объем потребного количества ПАВ в обоих случаях одинаковым, адсорбцию в рассматриваемых объемах пре- небрежимой. Основным фактором, ограничивающим действие систем на основе ПАВ, примем разбавление их водой и углеводородом до предельной его концентрации, при которой сохраняются технологические свойства. Рассчитаем величину предельной межфазной площади S |