пенные нефти. пенные нефти ворд. Слайд 1 (титульник)
 Скачать 31.66 Kb.
|
|
Слайд 1 (титульник): В настоящее время большинство нефтяных месторождений находятся в поздней стадии разработки с низкими показателями добычи нефти и высокой обводненностью продукции. С целью увеличения продуктивности таких пластов наряду с классическими методами повышения нефтеотдачи, такими как вытеснение водой, углекислым газом и водогазовым методом, применяется и ряд передовых технологий. Одним из таких методов на этих месторождениях является применение пенообразующих агентов, что позволяет добиться более высоких показателей нефтеотдачи пласта в сравнении с другими существующими технологиями. Пенное заводнение увеличивает эффективность охвата неоднородных коллекторов, тем самым повышая коэффициент извлечения нефти. Слайд 2: (на слайде) Пены представляют собой дисперсии пузырьков газа в непрерывной жидкой фазе. Стабильность пены главным образом зависит от толщины ламелей – тонких жидких пленок, отделяющих пузырьки газа внутри текстуры пены. Тонкие ламели пен не могут выдержать без достаточного расклинивающего давления, которое усиливается за счет обогащения ПАВ на границе раз дела газ-жидкость. (на слайде) Образованию пены способствует добавление в водную фазу пенообразователя, который ингибирует коалесценцию отделившихся пузырьков газа, тем самым повышая устойчивость пены. Слайд 3: (на слайде) Полимер – стабилизатор пены. Долговечность или прочность пенной системы можно улучшить с помощью некоторых стабилизаторов, например водорастворимых полимеров. Одним из важных преимуществ полимера является загущающая способность, проявляющаяся в водной фазе. (на слайде) При сильном взаимодействии, адсорбционный слой становится более плотным за счет сильного электростатического притяжения между противоположно заряженными молекулами (ПАВ и полимера), что приводит к образованию более стабильной ламели. (на слайде) Рис.1 Согласно недавним исследованиям, добавление полимера в обычную пену может способствовать изменению морфологии пены за счет создания полимерной сетки в жидких пленках. Рис. 2 Согласно исследованиям, размер пузырьков пены, стабилизированной полимером, в несколько раз больше, чем у системы без полимера. Пенная система с высокой стабильностью может быть получена путем комбинирования анионных ПАВ с неионогенными ПАВ и добавления в систему раствора частично гидролизованного полиакриламида (HPAM). Слайд 4: (на слайде) Основные причины неусточивости и последующего разрушения пены: разрыв жидкой пленки диффузия газа. Пенная система с высокой стабильностью может быть получена путем комбинирования анионных ПАВ с неионогенными ПАВ и добавления в систему раствора частично гидролизованного полиакриламида (HPAM). Слайд 5: (на слайде) Пена, полученная на основе углекислого газа. Пена на основе СО2 может быть получена в пласте, путем объединения карбоната натрия с соляной кислотой и ПАВ на биологической основе. Наличие диоксида углерода в пене может значительно уменьшить межфазное натяжение между фазами вытеснения, а растворение СО2 в нефти способствует снижению вязкости сырой нефти. В отобранных пробах было отмечено снижение вязкости примерно на 8%. Межфазное натяжение уменьшалось с 32.31 до 8.82 мН/м с увеличением концентрации ПАВ до 0.5%. Повышение эффективности извлечения нефти из однородных и неоднородных моделей составило 31.7% и 21.6%, соответственно. Слайд 6: (на слайде) Пена, полученная на основе азота Азот практически нерастворим в воде и нефти, а также имеет довольно сильное расширение, благодаря чему можно аккумулировать высокую энергию и поддерживать пластовое давление во время заводнения. Результаты исследований показали, что высокая температура неблагоприятна для стабильности азотной пены, а высокая соленость может способствовать ее стабильности. Система показала отличные характеристики при температуре 120 °С и солености 22·104 мг/л и отличалась хорошей долговременной стабильностью после старения в течение 60 дней. Эксперименты по пенному заводнению показали, что коэффициент снижения подвижности пены увеличивался с уменьшением остаточной нефтенасыщенности или по мере снижения проницаемости в условиях высоких температур и высокой солености, а коэффициент остаточного сопротивления пены составил 3.8. Обводненность удалось снизить до 38%, прирост нефтеотдачи составил около 17.8%. Промысловые испытания показали, что высокие дебиты нефти держались более полугода, всего было добыто 2400 тонн сырой нефти. Слайд 7: Как можно заметить из рисунка 4, пузырьки пены распределялись в пенной системе однородно и образовывали дисперсию с пузырьками, имеющими средний диаметр менее 70 мкм. С течением времени они становились все меньше и меньше или достигали однородного состояния по мере увеличения солености. Пленки пенного пузыря сохранялись в тонких волокнистых сетчатых структурах при показателе солености 3·104 мг/л, как показано на рисунке 4а, а их толщина составляла около 9.98 мкм. Структуры в пузырьковых клетках (рис. 4в) покрылись большим количеством микрочастиц – солей, а толщина пленок пены увеличилась с 27.14 мкм до 39.37 мкм при повышении солености от 10·104 до 21·104 мг/л. (на слайде) Важно то, что в солевом растворе молекулы воды имеют тенденцию связываться вокруг ионов каждой соли и образовывать агрегаты воды и соли, что приводит к концентрации большого количества молекул в пленках пены. Следовательно, за счет адсорбции и накопления солей, сетчатые структуры в пузырьках уплотнялись, что могло повысить прочность пленки и устойчивость пены. Слайд 8: Исследования показали, что пены, стабилизированные наночастицами, сравнительно более устойчивы, чем пены стабилизированные одним ПАВ или полимером и ПАВ. Для повышения нефтеотдачи при закачке пара в морские резервуары с тяжелой нефтью проведены исследования пены, стабилизированной наноглиной и ПАВ. Испытания на модели песчаника показали, что пена, стабилизированная наноглиной и ПАВ, может эффективно отводить пар в область с низкой проницаемостью и повышать эффективность охвата, тем самым улучшая добычу тяжелой нефти при заводнении паром. Результаты показали, что пена обладает отличной пенообразующей способностью и стабильностью при температуре 300 °С. Коэффициент сопротивления больше 30 при 300 °C, когда соотношение газ-жидкость находится в диапазоне от 1 до 3. При использовании наночастиц 1 масс.% была получена максимальная степень извлечения нефти. Повышение концентрации наночастиц (от 0.5 до 1 масс.%) первоначально увеличивало нефтеотдачу за счет образования более устойчивой пены. Однако при дальнейшем увеличении концентрации (от 1 до 2 масс.%) нефтеотдача снижалась, что может быть связано с агломерацией наночастиц и недостаточной стабилизацией пены внутри пласта. Слайд 9: Блокирующие пены успешно внедрены при эксплуатации газоконденсатных коллекторов с естественной трещиноватостью. Результаты показывают, что закачка пены может улучшить эффективность добычи в трещиноватых карбонатах за счет отклонения закачиваемого флюида из трещины в матрицу. Контроль подвижности с помощью пены улучшает как скорость извлечения, так и конечную нефтеотдачу в трещиноватых пробках из известняка. Слайд 10: (на слайде) Применение пенных систем в трещиноватых коллекторах Существует три основных механизма, влияющих на добычу нефти из матрицы трещиноватых коллекторов с использованием пены: гравитационный дренаж пены/нефти перепад вязкого давления из-за течения пены в трещинах диффузия пенообразователя из трещин в матрицы. Экспериментально доказано, что использование пены после заводнения трещиноватых коллекторов может увеличить нефтеотдачу более, чем на 30%. Пилотный проект по увеличению нефтеотдачи с использованием несмешивающейся углеводородной пены (на основе метана), полученной в пласте, был реализован на трещиноватых коллекторах месторождения Вудбайн в Техасе. Был определен стабильный и сильный пенообразующий состав для образования пены при пластовой температуре 120 °С, солености 3.23% и 27% глины. Во время этого эксперимента состав ПАВ вводился в различных концентрациях и фракциях закачиваемого газа в течение 5 недель, из которых в течение 2 недель создавалась прочная пена. Пенообразование и снижение подвижности подтверждалось увеличением забойного давления. Дебит нефти увеличился более чем в два раза, газовый фактор снизился и объемный охват улучшился. За 11 недель опытно-промышленной эксплуатации было извлечено более 2000 баррелей дополнительной нефти. Выводы: Экспериментальные исследования и промысловая реализация технологий указывают на ее высокую эффективность. Исследование и разработка технологий повышения нефтеотдачи пласта за счет блокирования высокопроницаемых обводненных пропластков пенными системами продолжается по сегодняшний день и является актуальной задачей. |