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.
|
|
2 Рис. 22.2 Принципиальная система разработки шахтным способом залежи битума (размеры в метрах 253 Лекция №23 План 1. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов. 2. Циклическая закачка газа, водогазовое воздействие (Water Alternate Gas (WAG). 3. Закачка углекислого газа. Опыт планирования и применения СО на Елабужском месторождении. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов К газовым методам увеличения нефтеотдачи обычно относят применение углеводородных газов, углекислого газа, азота и газов горения. Механизм реализации процессов, улучшающих извлечение нефти этими методами из пластов, существенно зависит от термобарических условий месторождений. Например, растворимость азота в нефти возможна при существенно более высоких давлениях, чем, например, для углекислого газа. Применение газовых методов имеет большую историю, так как прямо на месторождениях или поблизости могут быть доступны значительные ресурсы различных газов. Нередко месторождения нефти содержат большое количество растворенного газа. Кроме того, бывают доступны и ресурсы газовых месторождений, в том числе и углекислого газа, как, например, на многих проектах применения СО в США. В м столетии применение газовых методов существенно активизируется в связи с принятием большинством стран мира требований протокола Киото по ограничению выброса так называемых парниковых газов, которые, накапливаясь в верхних слоях атмосферы, препятствуют излучению тепла с поверхности Земли. В результате этого процесса, по мнению большинства специалистов, происходит потепление климата, то есть по эффекту воздействия на планету такие газы, которые ответственны за изменение свойств атмосферы, называют парниковыми. Кроме того, начиная с 2012 г. в России планируется увеличение платы за сжигание попутного нефтяного газа. 254 Особенностью закачки газов в нефтяной пласт является фазовые переходы при различных термобарических условиях. Для анализа и прогноза таких переходов удобно использовать трехфазные диаграммы (рис. 23.1). Рис. 23.1 Фазовая диаграмма для трехфазной углеводородной системы (Сметан С – летучие углеводороды С - жидкие углеводороды) Эта диаграмма для системы из трех типов углеводородов позволяет определять их количественные соотношения в различных термобарических условиях. Например, разбив каждую сторону треугольной диаграммы на 3 приблизительно равные части, мы получим хорды, отсекающие составы на 1/3 часть содержащие одну из компонент при изменении по движении по хорде составов х оставшихся. Например, состав по хорде AB будет содержать 2/3 метана при изменении составов х остальных фаз. Наследующей трехфазной диаграмме (рис. 23.2) можно увидеть, как при определенных термобарических условиях может располагаться линия фазовых переходов AKB [11]. Внутри этой кривой располагается двухфазная зона. С помощью такой диаграммы можно определить массовый состав смеси при перемешивании х составов, например, газ из точки G массой m G с жидкостью массой m L из точки L. Точка D, соответствующая составу результирующей смеси, будет лежать на отрезке GL, а ее положение определяется по правилу рычага GD/DL = m G /m L С 1 С 2-6 С 7+ 0,67 С 0,33 С B 255 Рис. 23.2 Фазовая диаграмма для трехфазной углеводородной системы (Сметан С – летучие углеводороды С жидкие углеводороды К – критическая точка AK и KB линии раздела составов) Существует 2 типа вытеснения при различных компонентных составах вытесняющего и вытесняемого агентов, а также при различных условиях вытеснения, которые могут быть проиллюстрированы следующим образом на основе трехфазной диаграммы (рис. 23.2): 1. Несмешивающееся: 1.1. Вытесняющий агент представлен преимущественно метаном – в этом случае происходит испарение легкой жидкой фазы в газ. 1.2. Кроме того, исходная фаза может содержать большее количество тяжелых компонентов газа, чем в случае 1.1, поэтому может происходить также несмешивающееся вытеснение нефти с процессом конденсации в нефть тяжелых компонентов газа. 2. Смешивающееся 2.1. Закачка обогащенного газа при смешении с жидким составом за пределами касательной к критической точке HF – при этом будет достигаться смешение. 2.2. Закачка растворителя, то есть смешение легких углеводородов с газом. Одноконтактное смешение достигается и при закачке сухого газа с вытеснением легкой нефти. С 1 С 2-6 С 7+ G K B A H F L D 256 2.4. Многоконтактное смешение достигается при вытеснении сухим газом нефти в закритической области с переходом (конденсацией) в газ легких фракций нефти. В целом эффект от применения метода увеличения нефтеотдачи с помощью углеводородных газов обеспечивается следующими механизмами - набухание нефти при растворении в ней газа - снижение вязкости нефти - достижение смесимости с нефтью и вовлечение остаточной нефти в движение - выравнивание вязкости на фронте вытеснения при смешении нефти и газа. Циклическая закачка газа, водогазовое воздействие (Water Alternate Gas (WAG) Малая вязкость и низкая плотность газа – важнейшие факторы, ограничивающие применение классических газовых методов, предполагающих непрерывную закачку. Одним из решений этой проблемы было снижение относительной фазовой проницаемости по газу за счет увеличения насыщенности подвижной водой. Это осуществляется посредством поочередной закачки газа и воды (создания оторочек) либо формированием устойчивой водогазовой смеси с применением ПАВ. Для условий образца керна карбонатных отложений Алексеевского месторождения с проницаемостью 0.056 мкм и коэффициентом вытеснения поводе К выт =0.48 были проведены исследования с применением водогазовой смеси / 23.1 /. На рис. 23.3 представлены результаты прироста коэффициента- вытеснения для различных соотношений воды и газа в смеси. 257 Рис. Зависимость прироста коэффициента вытеснения от содержания газа в водогазовой смеси На основании лабораторных данных ряда институтов построена сравнительная зависимость (рис. 23.4) коэффициентов вытеснения нефти водой кривые 1-7) и ВГС (кривая 8) от проницаемости пласта для ряда месторождений для Западной Сибири. Рис. Влияние проницаемости пород-коллекторов на коэффициент вытеснения 1- Восточно-Вахское; 2 - Чкаловское; 3 - Игольско-Таловое; 4 - Западно-Ка-тыльгинское; 5 - Стрежевское; 6 - Ломовое 7- сводная по Западной Сибири 8 - водогазовое воздействие. 258 По этим результатам видно, что прирост коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии по сравнению с вытеснением нефти водой составляет. Эффективность применения водогазового воздействия может объясняться следующим механизмом (рис. 23.3): 1. Нефть вытесняется газом (смешивающееся/несмешивающееся вытеснение, при этом газ в результате гравитационной сегрегации движется по верхним участкам пласта. 2. Нефть вытесняется водой, которая занимает нижнюю часть пласта. 3. Вблизи нагнетательной скважины происходит совместное движение воды и газа. Проведенный анализ основных факторов, влияющих на степень извлечения нефти из пласта, показал, что одним из таких факторов является отношение подвижностей вытесняющего и вытесняемого флюидов. Это положение легло в основу методики оценки оптимального газоводяного фактора ВГС, которое основано на том, чтобы количество газа в смеси уменьшало подвижность ВГС до подвижности нефти данного пласта / 23.3 /. На основании этого критерия выведено уравнение для определения оптимального объемного газоводяного фактора ВГС в пластовых условиях 0.33 µ µ β µ Η Β Η − = , где β - газоводяной фактор в пластовых условиях µ Η - коэффициент динамической вязкости нефти µ Β - коэффициент динамической вязкости воды. Проведенные исследования показали, что оптимальное значение газо- водяного фактора зависит отряда характеристик пласта, прежде всего вязкости нефти и воды, а также от пластовой температуры, давления, состава газа и т.п. 259 Рис. 23.3 Схема водогазового воздействия (ось абсцисс – время, ординат – закачка желтым цветом обозначен газ, синим – вода, зеленым – нефть) [12] Распространение водогазовой смеси зависит от соотношения вязкостных и гравитационных сил и может характеризоваться следующим безразмерным параметром в г в г верт в г C u h R k k k L ρ µ µ − = ∆ + , где h – толщина пластам скорость фильтрации водогазовой смеси, мс L – расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами м вертко- эффициент абсолютной проницаемости коллектора по вертикали, м ρ ∆ – разность плотностей воды и газа, кг/м 3 ; в и г k – коэффициенты относительной проницаемости воды и газа; в µ и г µ – коэффициенты динамической вязкости воды и газа, Пас коэффициент = 0,102 м – при использовании системы СИ. 260 Наилучшие условия для водогазового воздействия достигаются, когда вязкостные силы превышают гравитационные, то есть R в-г >1. В этом случае сегрегация фаз не начинается до тех пор, пока водогазовая смесь не достигнет добывающей скважины. Одним из методов создания водогазовой смеси при незначительных объемах имеющегося газа является технология с использованием бустерной установки. В этом случае нагнетание воды через струйное устройство на поверхности или в скважине (рис. 23.4) позволяет эжектировать небольшой объем газа с последующим нагнетанием полученной водогазовой смеси в пласт. Рис. 23.4 Схема оборудования нагнетательной скважины при глубинном расположении эжектора – эжектор 2 – пакер. 261 Закачка углекислого газа Углекислый газ (CO 2 ) имеет молекулярную массу 44, то есть более чем в 1,5 раза тяжелее воздуха, при стандартных условиях его плотность 1,95 кг/м 3 ; критические свойства (рис. 23.5): • кр 31,05 0 C • кр 7,39 МПа Тройная точка • T 3 : – 56,6 0 C • P 3 : 0,51 МПа. CО 2 – это газ, отнесенный к категории парниковых газов, и Россия, подписав Киотский протокол, приняла на себя важные международные обязательства по сокращению эмиссии таких газов. В настоящее время, кроме использования газа для увеличения нефтеотдачи пластов, во всем мире активно рассматриваются меры по закачке углекислого газа с целью его захоронения в поглощающих пластах. CО 2 в силу своих свойств – не горюч, не взрывоопасен, неопасен придыхании является привлекательным реагентом для закачки в пласт. Газ помимо отходов производства используется также и из месторождений с высоким содержанием О Для этого требуется компрессорное оборудование, а также обязательная осушка газа, в силу высокой коррозионной активности угольной кислоты, образующейся при смешении CО 2 с водой ОНО Н 2 CО 3. Осушка CO 2 производится также ив ходе закачки отсепарированного CO 2 , после того, как он появляется в продукции скважин. 262 Рис. 23.5 Диаграмма состояния углекислого газа (Р – давление Т – температура) Принципиальными отличиями применения углекислого газа отопи- санного в предыдущих разделах применения углеводородных газов является то, что СО может экстрагировать более тяжелые углеводороды, вплоть до СВ частности, на этом основано эффективное применение метода на месторождении тяжелой нефти Бати – Раман в Турции с вязкостью нефти более 263 2000 мПа·с. Растворимость СО в нефти лучше, чему метана, а потому набухание нефти при этом значительнее. К преимуществам МУН с применением СО дополнительно к преимуществам углеводородных газов относятся - растворимость вводе- большая растворимость в нефти - снижение разницы плотностей между нефтью и водой - снижение межфазного натяжения на границе между нефтью и водой. В тоже время недостатками метода наряду с коррозионной активностью являются также высокая подвижность СО, приводящая к возможным прорывам к добывающим скважинами опасность выпадения в пласте ас- фальтенов при экстракции легких фракций углеводородов из нефти. Одним из важных факторов экономической эффективности применения метода является стоимость двуокиси углерода. По США эта стоимость преимущественно для источника из месторождения СО в виде эксплуатационных затрат с учетом приобретения и подготовки газа составляет от 12,6 до 18,9 долл./т (по ценам 2002 г, что больше, чем затраты на заводнение примерно на 10 %. Оценка для условий нового проекта для разработки месторождений в Пермском нефтегазоносном бассейне США при цене 110 долл./т показала потенциальную прибыль при применении метода с СО примерно 45 долл./т, при этом технологическая эффективность составляет 1 м добычи нефти на 890 нм закачанного СО 2 Опыт планирования и применения СО на Елабужском месторождении В бывшем СССР опыт применения СО был накоплен входе процессов, реализованных в Самарской области, Башкортостане и Татарстане. Елабужское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Татарстана на левом берегу реки Кама. Промышленное разбуривание его начато в 1969 г. Поддержание пластового давления осуществлялось с 1972 г. путем законтурного заводнения через нагнетательные скважины, расположенные по периметру внешнего контура нефтеносности. В непосредственной близости от месторождения на Нижнекамском нефтехимкомбинате 264 после запуска производства окиси этилена образовался масштабный отход жидкой двуокиси углерода, являющейся побочным продуктом. Для испытания метода увеличения нефтеизвлечения, основанного на применении жидкой СО, на Елабужском нефтяном месторождении был выбран опытный участок. По расчетам, прирост нефтеизвлечения за счет закачки СО должен был составить 8,15 Продуктивный горизонт, к которому приурочена залежь нефти в терригенной толще девона, представлен кыновско-пашийским объектом (пласты Д 0 +Д 1 ), в большинстве случаев – это единый пласт Д. Он сложен преимущественно песчаниками с включением алевролитов и подстилается глинистым непроницаемым разделом толщиной 2-8 м, отделяющим пласт от нижележащих водоносных пашийских отложений. Залежь нефти объекта Д 0 +Д 1 имеет хорошую гидродинамическую связь с законтурной областью. Залежь эксплуатировалась на смешанном режиме начальном – упруговодонапорном и водонапорном (вытеснение водой. На опытном участке по закачке двуокиси углерода, расположенном в центральной части месторождения, по треугольной сетке размером хм пробурено четыре ряда добывающих скважин. Нагнетательные ряды расположены на границе внешнего контура нефтеносности залежи западный включает скв. 803, 805, 813; восточный – скв. 538, 540, 545, 552, 553 (рис. 23.6). Для увеличения нефтеотдачи пластов на Елабужском месторождении была разработана следующая технологическая схема использования двуокиси углерода. Жидкая двуокись углерода из Нижнекамского нефтехимического комбината при температуре 278-283 К и давлении 9,5 МПа насосами подается в продуктопровод (длиной 5 км, затем на узел распределения и по выкидным трубопроводам – в специальные нагнетательные скважины для закачки СО. Последние были пробурены в 1980-1985 гг.; к ним относятся на западном крыле участка – скв. 542, 543, 544, а на восточном – скв. 545, 546. Эти скважины были названы «створовыми», так как располагались в створе между водонагнетательными и первым рядом добывающих скважин. 265 Такое решение было выбрано для того, чтобы можно было эффективно управлять соотношением воды и жидкой СО при подаче в контур залежи ив тоже время избежать коррозионноопасного смешения воды и СО в поверхностных и скважинных условиях. 8 3 1 8 3 0 805 542 543 545 552 538 540 553 546 544 -1 - 4 - 3 - 2 266 Рис. 23.6 Схема расположения нагнетательных скважин на опытном участке Елабужского месторождения При этом соотношение объемов воды и жидкой СО было выбрано равным 2/1. Опыт применения такого метода свидетельствует об эффективных соотношениях в диапазоне от 1/1 до 3/1. Общее число пробуренных под закачку СО скважин выбирали так, чтобы их суммарная приемистость при эксплуатации в непрерывном режиме превышала максимальный объем подачи СО в 1,5-2 раза. Резерв приемистости был предусмотрен на случай ремонтных и профилактических работ в системе нагнетания двуокиси углерода. Максимальный объем закачки СО предполагалось достичь через 3-5 лет после начала нагнетания. Для условий заводненной залежи технологиче- кая эффективность была принята равной 1 тонне дополнительной добычи нефти на 3 т закачанной жидкой двуокиси углерода или 0,33 т нефти на 1 т закачанной жидкой СОВ связи с этим для отработки эффективных параметров технологического процесса перед началом крупномасштабного его применения необходимо было выбрать такие первоочередные участки сна- гнетательными скважинами для подачи СО, показатели разработки которых обеспечат быстрый и достоверный анализ получаемых результатов. Выбор первоочередных участков под нагнетание СО осуществлялся на основании следующих критериев. 1. Минимальное время проявления эффекта от процесса закачки СО. Оно зависит от геологической характеристики пласта-коллектора, а также равномерности распределения и полноты отбора продукции в ближайших добывающих скважинах участка. Чем лучше коллекторские свойства пласта, тем меньше время проявления эффекта. С увеличением числа ближайших добывающих скважин на участке эффект от процесса также проявляется быстрее, а количественная оценка становится достовернее. 2. Максимальная доля остаточных извлекаемых запасов на участке. Этот показатель характеризует перспективы экономической успешности применения МУН на обустраиваемом участке. 267 3. Соотношение объемов подачи реагента и расчетной приемистости скважин. Закачка СО в нагнетательные скважины прямо зависела от объемов подаваемой с Нижнекамского нефтехимического комбината двуокиси углерода. Объемы планируемой подачи СО приведены в табл. 23.1. При этом давление на устье СО 2 -нагнетательных скважин должно было быть не ниже расчетного значения 8,5 МПа. Результаты расчета приемистости СО- нагнетательных скважин при указанном давлении приведены в табл. 23.2. 268 Таблица 23.1 Планируемые объемы подачи СО по годам сначала закачки Показатели й й й Объемы подачи СО, т/сут |