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.
|
|
194 Таблица 17.3 Основные требования к физико-химическим и технологическим свойствам полиакриламидов Параметры Технические требования Товарная форма Порошок Дисперсность порошка, % вес. фракции с размером частиц мм мм 25 , 0 ≥ ≤ 10 Содержание основного вещества, % вес. ≥ Содержание нерастворимых веществ, % вес. ≤ 0 3 , 0 Молекулярная масса, млн. дальтон (D) 0,05-20 Характеристическая вязкость, дл/г 15-20 Степень гидролиза (анионность), % мол. 5-30 Время растворения, мин в пресной воде сточной воде ≤ ≤ 60 Коэффициент стойкости к механической деструкции, дед. в пресной воде в сточной воде ≥ 0,50 ≥ 0,50 Коэффициент солестойкости, дед Коэффициент стойкости к термоокислительной деструкции в пресной/сточной воде через 30 сут ≥ 0,8 В качестве сшивающих агентов чаще всего используют соли поливалентных металлов (алюминия, хрома. Соединения хрома – один из широко применяемых сшивающих агентов. В связи с высокой токсичностью хрома в шестивалентной форме и вредным влиянием его на окружающую среду чаще используют при сшивке соли хрома, в которых содержится хром меньшей валентности – Cr +3 . Технологии применения СПС на основе растворов полиакриламида и хрома (+3) отличаются простотой реализации, широким диапазоном регулируемости времени гелеобразования, слабой чувствительностью к изменению пластовых характеристик коллектора и флюидов и т.д. Однако слабая изученность экосистем сточки зрения возможности окисления трехвалентной формы хрома в шестивалентную, а также возможное присутствие Cr +6 в товарном продукте, содержащем соли хрома в трехвалентной форме, привели к определенным ограничениям в использовании технологий на базе соединений хрома в ряде западных стран. В последнее время большие усилия прилагаются к поиску альтернативного хрому сшивающего агента. Среди предложенных реагентов перспективными считаются соли алюминия, в том числе и цитрат алюминия. В Тат- НИПИнефть разработаны капсулированные полимерные системы (КПС), в качестве сшивателя в них используются сульфаты алюминия. Отбираемые для промысловых испытаний СПС должны отвечать различным технологическим требованиям (воздействие на призабойную зону или глубокая обработка пласта) в зависимости от решаемой задачи. В случае, когда воздействие осуществляется на призабойную зону и ограничивается радиусом обработки, равным 0,5-2 м, СПС, называемая в этом случае вязкоупругим составом (ВУС), характеризуется малым временем гелеобразования до 24 час, обеспечивает высокие фильтрационные характеристики и обладает начальным градиентом сдвига. Технологические требования к ВУС даны в табл. 17.4. Таблица 17.4 Технологические требования к ВУС для воздействия на призабойную зону пласта Показатели Величины Начальная вязкость исходной композиции, раствора, мПа с 20-200 Время гелеобразования, час 1-24 Период сохранения технологических свойств в пластовых условиях, сут не менее 90 Степень снижения проницаемости (остаточный фактор сопротивления, отн. ед − для пористой среды − для трещин (раскрытие 0,2-0,3 мм) 100-10000 50-1000 Начальный градиент давления сдвига, МПа/м: − для пористой среды для трещин (раскрытость 0,2-0,3 мм) не менее 0,1 не менее 0,2 196 Основным отличием СПС, используемых для глубокой обработки пласта с радиусом обработки большем, являются следующие технологические характеристики (табл. 17.5). Таблица 17.5 Технологические требования к СПС, используемым для глубокой обработки пласта Показатели Величины Начальная вязкость исходной композиции, мПа сне более 20 Время гелеобразования, сут 2-20 Фильтруемость композиции СПС до начала сшивки хорошая Фактор сопротивления при закачке исходной композиции СПС, отн.ед. не более 20 Остаточный фактор сопротивления, отн. ед. − для пористой среды − для трещин (раскрытость 0,2-0,3 мм) 10-1000 10-100 Начальный градиент давления сдвига, МПа/м − для пористой среды − для трещин (раскрытость 0,2-0,3 мм) не менее 0,01 не менее 0,01 Период сохранения технологических свойств СПС в пластовых условиях (остаточный фактор сопротивления, сут. не менее 365 Таким образом, в зависимости от геолого-физических параметров пластов, состояния разработки месторождения и экономических ограничений могут быть реализованы различные технологии применения сшитых полимерных систем для увеличения нефтеотдачи. Важным параметром композиции для получения ВУС является время гелеобразования (г) – время, за которое композиция превращается в гель. Время гелеобразования должно быть больше времени от момента получения композиции до окончания закачки ее в пласт. При течении композиции в трубопроводах ив пористой среде она подвергается так называемому сдвиговому воздействию, характеризуемому скоростью сдвига ( γ , сек. При очень больших скоростях сдвига, например, в ЭЦН, эжекторах, может происходить механический разрыв молекул полимера. 197 Для оценки влияния скорости сдвига на вязкость полимерных систем используют модель Карре (рис. 17.3), позволяющую оценивать неньютонов- ские свойства системы ( 1) / 2 2 0 1 ( ) n µ µ τγ µ µ − ∞ ∞ − = + − где µ – вязкость системы µ 0 – вязкость системы при нулевой скорости сдвига µ ∞ – вязкость системы при бесконечно высокой скорости сдвига τ – константа релаксации n – показатель экспоненциального закона (n < 1). Рис. 17.3 Модель Карре для вязкости полимерных систем Исследования влияния этого фактора на время гелеобразования показали, что время гелеобразования увеличивается с увеличением времени воздействия (в) и скорости сдвига. При больших величинах в и г или при условии τ в > τ г (время гелеобразования меньше времени закачки композиции) гелеоб- µ 0 µ ∞ ---- экспоненциальный закон ___ модель Карро с = 1/τ log( ) γ log( µ ) c γ 198 разование может не происходить после прекращения течения (г → ∞ ), и технологический эффект не будет достигаться. Для предотвращения этой ситуации необходимо наличие возможности регулировать время гелеобразования. Простейшим способом регулирования г является подбор типа (марки) полимера и сшивателя, варьирование их концентраций, кроме того, возможно регулирование времени гелеобразования путем изменения величины рН раствора. Установлено, что СПС, полученные на основе цитрата алюминия, чувствительны к типу цитрата алюминия и полимера, на их прочность влияет окружающая среда (в частности, величина рН). Эти системы не такие прочные, как полученные с использованием солей хрома. Кроме того, для образования СПС расход цитрата алюминия на порядок выше по сравнению с ацетатом хрома (20 ммоль в пересчете на алюминий по сравнению с 1 ммоль для хрома. Однако, согласно экологической точке зрения, гели, полученные на основе цитрата алюминия и частично гидролизованного полиакриламида, могут быть перспективными системами. Модифицированные полимерные технологии 1. Среди модифицированных технологий полимерного воздействия следует отметить технологию на основе полимердисперсных систем (глинистый раствори полиакриламид в качестве флокулянта), а также модификаций на ее основе. При реализации этой технологии полимерно-дисперсная система приобретает вязкоупругие свойства в процессе продвижения по пласту за счет образования полимерно-минеральных комплексов из дисперсных частиц глинистой суспензии и дисперсных частиц пласта. Существует множество модификаций этой технологии, включающих использование других реагентов (ПАВ, растворителей, щелочных составов, а также сшивателей (солей алюминия. 2. Разработанная в ТатНИПИнефть технология капсулированных полимерных систем (КПС) позволяет за счет образования микрогелевых частиц 199 воды, стабилизированных сшитыми полимерными молекулами, резко снизить затраты на полимер, так как концентрация его в этом случаев и более раз ниже, чем при СПС. Величины образующихся микрогелевых частиц могут быть с помощью подбора концентраций полимера и сшивателей адаптированы таким образом, чтобы превышать средние размеры поровых каналов и эффективно создавать фильтрационные сопротивления в необходимых зонах пласта. 3. Использование эфиров целлюлозы широко практиковалось в промывочных жидкостях в бурении – это карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Для целей увеличения нефтеотдачи были опробованы и применяются также и другие эфиры целлюлозы – метилметилцеллюлоза, оксиэтил- и гидроксиэтил- целлюлоза. Для поздней стадии в качестве аналогов СПС и ВУС могут использоваться эфиры целлюлозы со сшивателями, такими же, что применяются с полиакриламидами – соли поливалентных металлов алюминия, хрома, железа. 4. Компанией «Бритиш Петролеум» разработана полимерная технология под маркой “bright water” (сияющая вода. Эта технология основана на применении терморегулируемого по вязкости полимера. Низкая вязкость раствора такого полимера приповерхностных условиях позволяет его эффективно ввести в пласт, где с ростом температуры растет и его вязкость. Таким образом удается снизить - потери на деструкцию полимера входе нагнетания в насосе, - гидравлические потери в коммуникациях и НКТ. 200 Лекция №18 План 1. Термические МУН, краткая классификация. 2. Нагнетание горячей воды. 3. Расчет изменения температурного поля пласта по схеме Ловерье. Термические МУН, краткая классификация Самое большое количество проектов в мире по разработке месторождений и увеличению нефтеотдачи залежей вязких нефтей и битумов связано с применением термических методов. К термическим методам принято относить 1) закачку горячей воды 2) закачку пара 3) внутрипластовое горение. Важной особенностью первых двух технологий является то, что эффект от их применения существенно отложен во времени. Пока значительный объ- ём пласта не будет прогрет, эффекта от воздействия не будет. Поэтому нередко эти технологии используются в виде тепловых обработок призабойных зон добывающих скважин, причем даже при воздействии паром, горячей водой и горением в качестве МУН, на первом этапе нередко проводятся тепловые ОПЗ добывающих и нагнетательных скважин до создания между ними гидродинамической связи. Нагнетание горячей воды Повышение температуры нефти, воды и породы влечет за собой снижение вязкости жидкостей тепловое расширение твёрдого тела и жидкостей изменение межфазного взаимодействия на границе нефть–вода, степени десорбции веществ, осаждающихся при определенных условиях на стенках пор 201 коллектора изменение смачиваемости и ряд других физико-химических процессов. Как при изотермическом вытеснении нефти водой в пористой среде, таки при различных температурах нефти и воды, влияние температуры на движение фронта и физические процессы в материале породе и пластовых флюидах заключается - в снижении вязкостей и изменении отношения подвижностей нефти и воды - в изменении остаточной нефтенасыщенности и относительной фазовой проницаемости - в тепловом расширении коллектора и насыщающих его жидкостей. Закачка горячей воды, также как и пара, очень дорогостоящее мероприятие, поскольку необходимо специальное обустройство, включающее генерацию тепла (парогенератор, специальные теплоизолированные коммуникации, специальные конструкции скважина вода требует специальной подготовки до введения в парогенераторы. Кроме того, говоря о тепловых методах, следует иметь ввиду, что объёмы закачиваемого теплоносителя велики оторочки могут достигать величин поровых объёмов), а эффект часто отложен во времени. Эффективность вытеснения нефти нагретой водой ниже, чем её вытеснение паром в силу низкой теплоемкости воды. Поэтому использовать эту технологию рекомендуется в тех случаях, когда нагнетание пара неприемлемо или затруднительно. Например, при разработке глубокозалегающих пластов, когда теплоноситель должен подаваться под высоким давлением, атак- же подогретой минерализованной водой при наличии в пласте глин, разбухающих от пресной воды. Необходимость закачки горячей воды может возникнуть и на месторождении с маловязкой нефтью в случае, если температура выпадения парафина практически равна начальной пластовой температуре. В этом случае закачка холодной воды сразу приведёт к кристаллизации парафина и большим проблемам. Например, на месторождении высокопарафинистой нефти Узень в Казахстане используется нагнетание горячей воды и путевой подогрев добытой нефти. Расчет изменения температурного поля пласта по схеме Ловерье При проектировании тепловых методов сначала рассчитывается изменение температурного поля пласта. Температурное поле пласта рассчитывается путём решения уравнения неразрывности температуры. Для одномерного случая оно записывается следующим образом 2 2 2 Тж ж ж Тz П П Т Т Т T v с x x z t λ ρ λ ρ ∂ ∂ ∂ ∂ − ⋅ ⋅ + = ⋅ ∂ ∂ ∂ ∂ , (18.1) где Т – коэффициент теплопроводности ж – скорость движения жидкости ж с – удельная объёмная теплоёмкость; 2 2 Тx Т x λ ∂ ∂ – изменение температуры за счёт теплопроводности ж ж ж Т v с – конвективный перенос тепла 2 2 Тz Т z λ ∂ ∂ – теплопотери в выше- и нижележащие пласты П П T c t ρ ∂ ⋅ ∂ – изменение температуры пласта во времени П – удельная объёмная теплоёмкость пластовой системы (жидкость и порода ( ) 1 П П ск ск ж ж c m c m c ρ ρ ρ ⋅ = − ⋅ + ⋅ ⋅ , 203 где п з ж – коэффициенты теплопроводности пласта, материала породы и насыщающего флюида, соответственно с з с ж – удельные объёмные теплоёмкости материала породы и насыщающего флюида, соответственно. Теплопотери в кровлю и подошву пласта (рис. 18.1) являются большой проблемой при термическом воздействии на пласт. Причём, чем тоньше пласт, тем больше удельные потери. Рис. 18.1 Распределение температуры внутри и вблизи продуктивного пласта при закачке теплоносителя Решение уравнения (18.1) при соответствующих условиях (потери тепла только в бесконечные по толщине кровлю и подошву, теплоемкость нагретого пласта пренебрежимо мала, а теплопроводность его в вертикальном направлении бесконечно велика) получило название формулы Ловерье : 0 0 ( , з τ ξ τ ξ − = − − − , где ξ – баланс между сообщаемым теплом и потерями Т распределение температуры по глубине Z T 0 теплопотери в кровлю теплопотери в подошву 204 1 2 в в в v с h λ ξ ρ = – для плоскопараллельного случая 2 в в в q с h πλ ξ ρ = – для плоскорадиального случая T(r,t) – значение температуры на расстоянии r от скважины через время t ; T 0 начальная пластовая температура Т З – температура на забое erfc(x) – дополнительная функция ошибки, erfc(x) = 1 – erf(x) ; 1 λ – коэффициент теплопроводности окружающих пород τ – безразмерное время 2 4 П П П t c h λ τ ρ ⋅ = ⋅ ⋅ ; П П оп оп c b с – отношение удельных объёмных теплоёмкостей пласта и окружающих пород ( ) σ τ ξ − – единичная функция Хевисайда может принимать только два значения, при ( ) 0, при τ ξ σ τ ξ τ ξ > − = При закачке горячей воды в пласте образуются два фронта (рис. 18.2) – тепловой фронт (окончание зоны 1) и фронт вытеснения (окончание зоны 2). 205 Рис. 18.2 Изменение водонасыщенности и температуры по пласту при закачке горячей воды Таким образом, на рис. 18.2 наглядно демонстрируется, что в случае, когда температура воды на тепловом фронте становится равной пластовой, вытеснение идёт как при обычном заводнении. Со временем пласт прогревается, и фронт повышенной температуры распространяется вглубь (рис. 18.3). Рис. 18.3 Динамика изменения температуры по пласту при закачке горячей воды Чем дольше прогревается пласт, тем вклад термической составляющей в процессе вытеснения больше. В формулу Ловерье входит величина температуры воды на забое. Поскольку далеко не все скважины, которые используются для закачки горячей Т 0 Т З 206 воды, оборудуются забойными датчиками температуры, то возникает необходимость расчёта этого значения. Также эта необходимость возникает на этапе проектирования теплового воздействия при оценке теплопотерь по стволу скважины. Большое распространение в таких инженерных расчётах получила формула А.Ю. Намиота: 0 0 0 0 0 0 ( 1) ( ) exp( ) Т Т З у Г Г T Н Т Н θ β θ β β β = + − + − + ⋅ − , где 0 2 ( ) ln ОП в в в c r t q с r π λ β ρ ⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ ; ( П t t χ = ⋅ ; 0 θ – температура нейтрального слоя (то есть температура на такой глубине, где прекращаются сезонные колебания температуры СТ Г – геотермический градиент, м/ 0 С; Н – глубинам ОП коэффициент теплопроводности окружающих пород П – коэффициент температуропроводности окружающих пород. Температура нейтрального слоя 0 θ различна для регионов, например, для Урало-Поволжья 6 С, а для Коми Республики 4 С. Рассмотренные выше расчетные зависимости были выведены для случая непрерывной закачки. Однако такой вид воздействия применяется крайне редко. Чаще формируются тепловые оторочки. То есть сначала закачивается горячая вода (пара затем оторочка проталкивается обычной холодной водой. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область. Существуют методики выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геолого-физических условиях пластов, темпах нагнетания в пласт теплоносителей, их параметрах и других технологических показателях разработки месторождений. 207 Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу, чем при непрерывной закачке горячей воды в пласт. Нов таком случае затраты на подготовку и нагрев воды и, значит, удельные затраты на дополнительную добычу нефти значительно меньше. Рассмотрим, как распределяется температура по пласту при закачке оторочки. Будем считать, что после закачки горячей воды в пласт начали нагнетать воду с начальной пластовой температурой. К температуре можем применить принцип суперпозиции. Математически это выглядит так |