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.
|
|
∞ , стабилизируемой НПАВ из раствора с концентрацией 10 % масс. (0,2 моль/л) и объемом л : S∞ = (c о - c ост. ).V непр. /Г∞, где c о – начальная концентрация эмульгатора в объеме дисперсионной среды ост – равновесная концентрация в объеме дисперсионной среды после эмульгирования V непр. – объем непрерывной фазы Г – величина предельной адсорбции. В соответствии с результатами исследований поверхностного натяжения по уравнению Гиббса (16.1) определим величину предельной адсорбции Г Для расчетов используем величины концентраций НПАВ и соответствующих межфазных натяжений при предельной адсорбции, которые соответствуют началу выхода напрямую (линейную зависимость) и вплоть до достижения критической концентрации мицеллообразования. Рассмотрим следующие диапазоны изменения величин поверхностного натяжения и логарифма концентраций НПАВ (табл. 16.1). 182 Таблица 16.1 Расчетные величины для определения величин предельной адсорбции диапазон изменения) Разность величин поверхностного натяжения, мДж/м 2 ∆σ = σ∞ - σ ккм Разность величин логарифмических концентраций, ∆ lnc = lnc ккм -lnc ∞ 5 0,2 10 0,4 15 0,6 20 0,8 25 1,0 Произведем оценку эмульгирующей способности НПАВ типа АФ 9-6 для зависимости поверхностного натяжения дисперсии в минерализованной воде [4], где для температуры 300 К величина Г составляет 10 -5 моль/м 2 и величина предельной межфазной площади S ∞ составит для 1 литра исходного 10 го раствора АФ 9-6 при полном переходе НПАВ на межфазную границу около 2000 м. При учете неполного перехода НПАВ в связи с уходом вводную фазу, а также незначительной адсорбции маслорастворимого НПАВ из углеводородного раствора величину S ∞ примем равной 1800 м 2 Взяв конечное содержание водной фазы в эмульсии равным 1 % , оценим объем эмульсии через объем дисперсной фазы, образуемой водой в виде шарообразных дисперсных частиц объемом в 4/3 π r 3 с площадью поверхности Для характеристики действия эмульсии оценим возможный ее объем в оторочке следующим образом - определим число дисперсных частиц n = S ∞ / (4 π r 2 ); - определим объем дисперсной фазы в = 4/3 π r 3 · n = r S ∞ /3; - определим объем эмульсии в целом при разбавлении углеводородом до концентрации водной фазы, равной 1 Для заданных соотношений один объем оторочки композиции ПАВ позволит получить следующие объемы эмульсионной системы (табл. 16.2): 183 Таблица 16.2 Объемы эмульсионной системы для различных размеров дисперсных частиц Радиус дисперсных частиц, мкм Относительные объемы эмульсионной системы 0,6 100 6 1000 60 При этом следует отметить, что, увеличивая размер дисперсных частиц, мы увеличиваем объем дисперсной системы, нов тоже время глубина обработки будет снижаться из-за капиллярного удержания этих частиц, при этом ускоряется блокирование наиболее проницаемых, промытых зон. Величину минимальной концентрации водорастворимого ПАВ для достижения отмывающего эффекта примем равной по исследованиям Баш- НИПИнефть 0,05 % . Тогда с помощью 10 го раствора ПАВ можно обработать максимально до 200 частей порового объема (без учета адсорбции и перехода НПАВ в нефть) раствором с предельной концентрацией 0,05 % для достижения в указанном объеме доотмыва нефти 3-5 При расчете прироста коэффициента охвата по (16.1) принято соотношение вязкостей о, равным 1 для эмульсионной системы и 10 для сравнения с базой при вытеснении девонской нефти водой. Как известно, величины коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением в равной степени – в качестве сомножителей, определяют при расчете величину коэффициента нефтеотдачи. В нашем случае полученный при расчете по уравнению (16.1) прирост коэффициента охвата с применением эмульсионной системы составил 19 % , что, как видно при сравнении, существенно выше, чем прирост коэффициента вытеснения (3-5 % ) в сопоставимых объемах пласта (10-200 объемов исходной оторочки НПАВ), также по отношению к заводнению. А это значит, что для элементов с одинаковыми (близкими) исходными величинами коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением прирост коэффициента нефтеотдачи при использовании композиционной системы будет существенно выше, чем при применении оторочки водорастворимого НПАВ. Эта разница будет нарастать для условий более поздней стадии разработки в неоднородных коллекторах, когда прирост коэффициента охвата будет становиться более значимыми, наоборот, будет меньше для начальных стадий применения указанных методов. 184 Применение деминерализованной (опресненной) сточной воды Как показали многие исследователи, сточная вода имеет худшие вытесняющие свойства в определенных физико-химических условиях. Она практически не смачивает поверхность песчаника, а межфазное натяжение на границе с нефтью высоко. На рис. 16.7 были показаны величины межфазного натяжения на границах нефти с дисперсиями НПАВ АФ 9 -6 в минерализованной гл) и пресной воде. По этим зависимостям видно, что межфазное натяжение на границе нефти и дисперсии НПАВ в минерализованной воде в большей части диапазона концентраций выше, чему дисперсий в пресной воде. Таким образом, исследования подтверждают, что использование подавляющего большинства НПАВ в растворах в пресной воде более эффективно, чем в минерализованной. На этой концепции основаны технологии использования деминерализо- ванной воды для повышения эффективности заводнения для коллекторов различного типа. Под маркой ”low salt” или низкоминерализованная вода такие технологии использует компания «Бритиш Петролеум». 185 Лекция №17 План 1. Щелочное заводнение (alkaline flooding). 2. Применение полимерного воздействия (polymer flooding). 3. Модифицированные полимерные технологии. Щелочное заводнение Основной механизм нефтевытесняющего действия щелочи такой же, как и при применении ПАВ. При контакте водного раствора щёлочи с нефтью (а точнее с нефтяными кислотами) происходит химическая реакция, продуктами которой являются различные ПАВ, преимущественно анионные. Таким образом, возможность эффективного применения этого метода очень тесно связана с химическим составом и свойствами нефти. В этом отношении важной характеристикой является кислотное число нефти. Кислотное число (КЧ) – это количество миллиграммов гидроокиси калия (КОН, необходимое для нейтрализации 1 г нефти. Кислотное число определяют по результатам титрования навески нефти спиртовым раствором КОН. В соответствии с кислотным числом определяется активность нефти 1) неактивная нефть, КЧ = 0,01-0,1 мг/г; 2) малоактивная нефть, КЧ = 0,1-0,3 мг/г; 3) активная нефть, КЧ = 0,3-1 мг/г; 4) высокоактивная нефть, КЧ > 1 мг/г. Все основные расчёты для этой категории МУН будут схожи с расчё- тами для закачки водного раствора ПАВ. Практический аспект применения щёлочи. Щелочное заводнение в последнее время в чистом виде практически не применяется. Раньше на этот метод возлагались большие надежды, связанные стем фактом, что при проведении лабораторных исследований, при относительно низких концентрациях щёлочи вводе (десятые и сотые доли %) межфазное натяжение на границе нефть-вода резко снижалось. Именно поэтому в первых реализациях технологий ориентировались на диапазон концентраций, при которых межфазное натяжение относительно низкое. Однако в последующем выяснилось, что межфазное натяжение в действительности снижается недостаточно, чтобы существенно повлиять на коэффициент вытеснения. Это связано стем, что в результате реакции щелочи с кислыми компонентами нефти генерируются анионные ПАВ, концентрация которых не достигает оптимальных величин. Кроме того, входе экспериментов выяснилось, что межфазное натяжение существенно снижается только в начальный момент времени, а затем достаточно быстро восстанавливается практически до начального. Если использовать щёлочь для повышения коэффициента вытеснения, то необходимо иметь ввиду, что этот химический агент, помимо основной реакции с нефтью, вступает в реакцию с солями пластовой воды и породой. В результате значительная часть щёлочи может нейтрализоваться на небольшом расстоянии от нагнетательной скважины и для реализации щелочного заводнения потребуются большие объёмы щелочи. Хотя при этом может реализоваться фактор увеличения охвата пласта вытеснением, но товарная щелочь дорогостоящий реагент, поэтому в качестве осадкообразующих составов эффективнее применять дешевые реагенты – глинистый раствор (поли- мер-дисперсные системы, а также различные отходы, такие как активный ил очистных сооружений, сульфат-спиртовая барда – отход целлюлозно- бумажной промышленности. В этом отношении щелочное заводнение может рассматриваться как очень перспективная технология, если использовать его совместно с полимерами и ПАВ (метод ASP), так как адсорбция и ПАВ и полимеров в щелочной 187 среде существенно более низкая, чем в кислой, поэтому в такой комбинации реализуется синэргетический эффект (те. сверхсуммарный). Применение полимерного воздействия Принципиально применение полимера при моделировании процессов вытеснения водой формализуется как активная примесь, воздействующая на вязкостную составляющую процесса вытеснения, поэтому уравнение неразрывности концентрации при движении раствора полимера принимается аналогично расчетам с использованием ПАВ (см. лекцию №15 ). Чаще всего в процессах воздействия на пласты и призабойную зону скважин применяют следующие виды полимеров – полиакриламиды, эфиры целлюлозы и биополимеры. Молекула гидролизованного полиакриламида представляет собой цепочку мономеров и его мономер может быть изображен в следующем виде рис. 17.1). При этом молекулярная масса полимера определяет вязкость раствора, а содержание анионных компонентов (звеньев акриловой кислоты) – определяет растворимость вводе (табл. 17.1). При наличии солей жесткости величина анионности определяет устойчивость к высаливанию полимера. Таблица 17.1 Основные характеристики полимеров на основе полиакриламида Низкомолекулярные Среднемолеку- лярные массы Высокомолекулярные Молекулярная масса, млн. Dalton 0,05-3 3-10 > 10 Плохо растворимые вводе Промежуточная растворимость Хорошо растворимые вводе Содержание анионной части, масс. % 3-5 5-10 10-15 188 Рис. 17.1 Структура мономера молекулы полиакриламида К биополимерам, промышленно выпускаемым для процессов нефтяной промышленности, относятся, в первую очередь, ксантановые. Они являются метаболитом (продуктом жизнедеятельности) бактерий вида Xantamonas campestris . Отличительной особенностью биополимеров от полиакриламидов является их большая соле- и термоустойчивость. Фактор сопротивления, фактор остаточного сопротивления При расчетах процессов полимерного заводнения важное значение имеет величина фактора сопротивления R , оказываемого полимерной оторочкой при продвижении в пласте, по сравнению с сопротивлением приза- воднении. На этот процесс оказывают влияние как адсорбция полимера, таки физическое удержание (застревание) молекул полимера в небольших порах рис. 17.2). При этом для характеристики влияния этого процесса на движение жидкости используются соотношения подвижностей при движении воды и полимерного раствора п в в п k k R µ µ = , 189 где в и k пр – соответственно, относительные фазовые проницаемости, а в и пр – коэффициенты динамической вязкости воды и полимерного раствора. Рис. 17.2 Удержание молекул полимера в пористой среде Кроме того, при применении оторочек полимерных растворов значительную роль играет процесс десорбции ив меньшей мере, вовлечение физически удержанных молекул полимера при проталкивании оторочки полимера закачиваемой водой. Этот процесс характеризуется остаточным фактором сопротивления ост / пpв в ост в пpв k k R µ µ = , где в и k прв – соответственно, относительные фазовые проницаемости, а в и µ прв – коэффициенты динамической вязкости воды и полимерного раствора в вытесняющей оторочку воде. 190 Область применения полимерного заводнения Классический вариант полимерного заводнения – это использование больших объёмов (десятков процентов от объёма пор пласта) слабоконцен- трированных растворов полимеров (примерно 0,05 % масс. Практика применения подобной технологии в промысловых условиях не подтвердила экономическую эффективность этой технологии. Входе промысловых испытаний выяснилось, что при использовании малоконцентрированных растворов полимера фактор остаточного сопротивления оказывается очень низким. Проницаемость пористой среды при прокачке полимерного раствора снижается вследствие адсорбции молекул полимера на поверхности поровых каналов. Однако чем больше проницаемость, тем меньше удельная поверхность пористой среды, а значит, меньше адсорбция и, следовательно, фактор остаточного сопротивления. Это главная причина, по которой сегодня практически не применяется классический вариант полимерного заводнения. В последнее время широкое применение в нефтедобыче нашли модифицированные полимерные системы, позволяющие управлять их технологическими свойствами в зависимости от геологических условий конкретного объекта и состояния его разработки. Среди модифицированных технологий полимерного воздействия можно выделить сшитые полимерные системы (СПС). Применяемые сегодня технологии предполагают использование относительно небольших объёмов растворов полимеров, в которые добавляют ка- кие-либо сшивающие агенты, для того, чтобы между отдельными молекулами полимера создалась связь. По этой схеме практически реализуется обработка призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. В качестве сши- вателей используются соли поливалентных металлов, способные образовывать множественные связи с молекулами полимеров, образуя разветвленные структуры с высокими реологическими свойствами. Сшивающий агент превращает полимерный раствор в гель (иногда полимер сшивается так плотно, 191 что образовавшийся состав напоминает резину. В ряде случаев используют предварительно сшитые сухие полимерные составы, которые набухают, увеличиваясь в свободном объеме до 5-6 раз при контакте с пресной водой ив раза при контакте с минерализованной (из таких составов изготавливают, например, детские «памперсы») для использования в процессах водоизоля- ции. Сущность метода с применением сшитых полимерных систем заключается в добавке к закачиваемому в пласт раствору полимера незначительных количеств сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование (сшивка) макромолекул полимера в пористой среде с образованием микрогелевых частиц. В этом случае сшивающий агент присоединяется к двум соседним реакционноспособным группам одной и той же полимерной молекулы. При реализации таких технологий можно предусмотреть использование медленно сшивающихся композиций «полимер-сшиватель», вследствие чего их можно подавать вглубь высокопроницаемых зон пласта на значительные расстояния и, следовательно, эффективно регулировать распределение потоков в пластах. Разновидностью применения СПС является технология ВУС- полимерного заводнения, сущность которой заключается в том, что в процессе закачки оторочки полимера призабойная зона нагнетательных скважин по мере необходимости обрабатывается небольшими (30-100 м з) объемами СПС, имеющими малое (4-24 час) время гелеобразования. В этом случае сшивающий агент присоединяется к реакционноспособным группам, принадлежащим разным полимерным молекулам. Получающиеся гидрогели обладают очень низкой подвижностью, высоким начальным градиентом сдвига и ярко выраженными вязкоупругими свойствами. Основные геолого-физические условия эффективного применения технологий полимерного воздействия (со сшивателем и без него) представлены в табл. 17.2. 192 Таблица 17.2 Геолого-физические условия эффективного применения технологий полимерного воздействия Технология воздействия Параметры Полимерное заводнение ВУС-полимерное воздействие Полимерное воздействие с сшивающими реагентами (СПС) Тип и физико- химические свойства коллектора Терригенный и карбонатный без трещин, глинистость не более 10 % Терригенный и карбонатный, допускается слабая трещиноватость, глинистость не более 10 % Терригенный и карбонатный, допускается трещиноватость, глинистость не более 10 % Проницаемость пласта, мкм 2 от 0,2 до 1,0 0,2 до 1,0 от 0,2 до 1,0 Вязкость пластовой нефти, мПа сот до 100 от 3 до 100 от 3 до 100 Пластовая температура, о С - до 90 для раствора в пресной воде - до 70 для раствора в минерализованной воде до 90 до 90 Состав растворителя (воды) Чувствительность к высокому содержанию солей жесткости. Допустимо содержание железа и Н до 2 мг/л Нет ограничений Нет ограничений Свойства полимерных растворов или сшивающихся систем на их основе во многом определяются характеристиками растворителя. Это делает необходимым выбор растворителя с учетом характеристик полимера, сшивающего агента, типа объекта воздействия, а также технологии полимерного воздействия. Физико-химический состав вод, используемых для приготовления полимерных растворов, а также наличие вводе примесей естественного и искусственного происхождения оказывают существенное влияние на технологические свойства растворов полимеров и композиций на их основе и, прежде всего, на растворимость полимеров, подверженность деструкции, вязкостные, вязкоупругие и фильтрационные характеристики полимерных растворов. Полимерные молекулы вводном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деградации. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность – основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента. Деструкция может быть химической, термической, механической или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами. В случае использования обескислороженной воды предельная пластовая температура для растворов в пресной воде равна 90 С. При температуре выше С наступает термическая деструкция. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул полимера или их агрегатов при высоких скоростях движения, те. при движении полимерных растворов по трубам, насосам, через перфорационные отверстия ив призабойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в призабойной зоне пласта при закачке их с водой, вследствие окисления нефти. Величина деструкции оценивается по специальным методикам, а в качестве параметра – коэффициента стойкости, применяется отношение вязкостных характеристик раствора полимера после деструкти- рующего воздействия к вязкости исходного раствора. Для сохранения свойств полимерных составов предусматривается использование водорастворимых стабилизаторов окислительной и биологической деструкции. Стабилизаторы окислительной деструкции чаще всего представлены соединениями серы. В качестве стабилизаторов биологической деструкции полимеров используются органические соединения, обладающие дезинфицирующими свойствами, – бактерициды. Часто эти стабилизаторы уже присутствуют в товарной форме полимера. Полимерные реагенты для технологий добычи нефти производятся различными фирмами. Основные требования к сухим порошкообразным по- лиакриламидам приведены в табл. 17.3. |