курсовая. каражанбас. Важной задачей, стоящей перед нефтяниками страны, является наиболее полное использование нефтяных ресурсов недр
 Скачать 114.07 Kb.
|
|
1.3 Применение растворимых ПАВ Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластов были опубликованы в США в 40 — 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет. За рубежом используют ПАВ в основном ионогенного типа в различных компонентных составах. Впервые в отечественной практике этот метод в виде водных растворов ПАВ типа ОП-10 проходил промышленные испытания с 1964 г. на Арланском месторождении. Технологии заводнения нефтяных залежей с применением водорастворимых и нефтерастворимыхПАВ испытывались на более чем 30 опытных участках месторождений России, приуроченных к различным типам коллекторов. Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ типа ОП-10 основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой с 35— 45 до 7— 8,5 мН/м и изменении краевого угла смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (a cosB) уменьшается в 8— 10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05— 0,1 % . При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут дифундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, отчего изменяются реологические свойства нефти. Впервые в работах В.В. Девликамова с соавторами сообщалось о диффузии в нефть неионогенных ПАВ из водных растворов. Показано, что после контакта исследовавшихнефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта и нефтеотдача возрастает. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей. Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному. Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10— 15 % . Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидрофильности пород эффективность применения ПАВ длядо вытеснения остаточной нефти снижается. Как показали модельные исследования, применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти значительно интенсифицирует процесс. Максимальный прирост коэффициента вытеснения при этом, по сравнению с вытеснением нефти водой без оторочки ПАВ, равный 8,3 %, достигнут при закачке 2,0— 2,5 поровых объемов растворов ПАВ. При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ этот параметр равняется 5 % при закачке четырех поровых объемов жидкости вытеснения. Оценки технологической эффективности заводнения опытных участков месторождения Каражанбас, неоднократно проводилась на основе сопостaвлeния промысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весьма неоднозначны и противоречивы. Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ, определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется в широких пределах — от 12 до 200 т/ т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения . В АО «Татнефть» по объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ находится на втором месте после закачки серной кислоты. Всего на месторождениях Татарстана закачано 56 тыс. т водорастворимых и 17 тыс. т маслорастворимых ПАВ, в том числе на Ромашкинском месторождении — соответственно 47 и 14 тыс. т. На месторождении за счет закачки ПАВ добыто 2,9 млн. т нефти. Удельная дополнительная добыча нефти составила 47,5 т на одну тонну ПАВ. Метод заводнения нефтяных залежей с применением ПАВ имеет ряд недостатков. Самый большой недостаток заводнениямало концентрированными растворами ПАВ, как это вытекает из результатов многочисленных исследований, заключается в относительно большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе. Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего 35— 40 %), что способствует загрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды — содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие разрушения раствора. Перспективу применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений исследователи и производственники связывают со следующими направлениями: 1) обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пласта воздействием; 2) нагнетание слабоконцентрированных (0,05— 0,5 %) и высококонцентрированных (1— 5 %) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов. 1.4 Применение малорастворимых ПАВ Сущность механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию — как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей. Дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям. Часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазный слой («среднюю фазу») с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой. Этот процесс ведет к формированию Микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10— 15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет вплоть до 10— 20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный метод может быть охарактеризован как авто регулируемое вытеснение остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.. Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т. Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2. Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т. Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.Обводненность добываемой продукции на дату начала эксперимента составляла 83,9 %.  Рисунок 1. Опытный участок Каражанбаской площади по закачке ПАВ АФ6: 1 — 9 — условные номера скважин; заштрихована доля нефти в добываемой продукции скважин Дополнительная добыча нефти на опытном участке составляла 24 тыс. т, или 60 т на 1 т ПАВ. Отмечается, что широкое промышленное внедрение маслорастворимых ПАВ в условиях Каражанбаского месторождения сдерживается из-за их высокой стоимости и недостаточной технологической эффективности. Водные растворы современных индивидуальных водорастворимых ПАВ, находящие самостоятельное промышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов, способны снижать межфазное натяжение на контакте нефтью вода лишь до 7— 8,5 мН/ м. Такой раствор, как показывают многочисленные лабораторные исследования, не может существенно уменьшить остаточнуюнефтенасыщенность после обычного заводнения пласта. Как видно из результатов лабораторных экспериментов, необходимое снижение остаточной нефтенасыщенности возможно лишь при уменьшении межфазного натяжения на контакте нефть — вода до 10— 3 мН/м. Такое низкое межфазное натяжение достигается при использовании мицеллярных растворов, позволяющих устранить капиллярные силы в заводненных пористых средах. В практике разработки нефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты (ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты (мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе — водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью. Соответствующая фаза называется внешней фазой мицеллярных растворов, а сами растворы водными (прямыми), углеводородными (обратными) или промежуточными мицеллярными растворами (микроэмульсиями). Процессы вытеснения нефти этими растворами имеют особенности, которые обусловлены тем, что мицеллярные растворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВ и обладают способностью «вбирать» в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того, тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах и пластовых водах. В состав мицеллярных растворов входят: ПАВ, углеводород, вода, стабилизатор и электролит. В табл. 2 приведены диапазоны изменения содержания основных компонентов устойчивых мицеллярных растворов трех категорий, разработанных в настоящее время. Как видно из табл. 2, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора. Экспериментально установлено, что при вытеснении нефти из моделей однородных пористых сред мицеллярной оторочкой размером 2,5 % от порового объема извлекается 80 % остаточной нефти, а при оторочке размером 5 % от порового объема достигается практически полное вытеснение. На эффективность извлечения остаточной нефти сильно влияет правильно подобранный состав оторочки мицеллярного раствора. Первые опытно-промысловые работы в нашей стране по испытанию технологии увеличения нефтеотдачи пластов на основе использования мицеллярных растворов (MP) были начаты в 1979 — 1983 гг. на Каражанбаском месторождении (пласт Д1 на Северном Бузачи и Кара Мурат площадях). Таблица 2 Изменение объемного содержания основных компонентов мицеллярных растворов, % (по массе)
Технология заключается в нагнетании в пласт оторочки MP объемом в количестве 5-10 % объема пор пласта, продвигаемой оторочкой раствора полимера для предупреждения преждевременного размывания оторочки MP и достижения высокого коэффициента охвата пласта воздействием. Полимер может вводиться в состав MP. В качестве основных ПАВ в составе MP на Ромашкинском месторождении использовались нефтяные сульфонаты, вспомогательными веществами - содетергентами служили низкомолекулярные спирты. В состав MP входят также углеводороды. Состав и свойства MP варьируются в широких пределах. Перед проведением промышленных экспериментов по испытанию MP на Каражанбаском месторождении во ВНИИ-нефть провели лабораторные опыты по довытеснению остаточной нефти мицеллярно-полимерными растворами на девяти моделях пористых сред. В результате опытов по вытеснению нефти водой на линейных моделях пласта получили значение коэффициента вытеснения в среднем 68,1 %, при до отмыве нефти оторочкой мицеллярного раствора в размере 0,1 % объема пор модели пласта коэффициент вытеснения нефти увеличился до 86,8 %, а коэффициент доотмыва составил 58,6 %. Объем дополнительно вытесненной нефти на 1 м3 использованных сульфонатов составил 22,1 м3. Нагнетание мицеллярного раствора вязкостью 16 мПа-с вызвало снижение приемистости до 80— 100 м3/сут, а давление на устье возросло до 18— 20 МПа. Дополнительная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения, составила 3,6 тыс. т. Проведенные промышленные эксперименты на южных площадях не подтвердили результатов лабораторных исследований по высокой эффективности метода. Причиной этого явилось различие лабораторных моделей пористых сред и реальных пластов по степени неоднородности. Наблюдался прорыв закачиваемого мицеллярного раствора по высокопроницаемым участкам и направлениям. Почти полный отмыв нефти резко увеличивает фазовую проницаемость для воды за фронтом вытеснения, значительно ухудшая неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и вытесняющих агентов, что способствует языкообразному движению фронта вытеснения по площади пласта. Все это привело к низкой эффективности проведенных работ. Следует отметить, что большое количество промышленных экспериментов по применению MP за рубежом показывает достаточно хорошую эффективность этого метода. 1.5 Полимерное заводнение Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне.Минимальная остаточная нефтенасыщенность не уменьшается, хотя остающаяся после процесса вытеснения нефтенасыщенность уменьшается, так и в полимерном заводнении. Более высокий коэффициент нефтеотдачиявляется экономическим стимулом для осуществления полимерного заводнения. Какправило, полимерное заводнение бывает экономически выгодным только в тех случаях, когда отношение подвижностей при обычномзаводнении высоко, неоднородность пласта большая или отмечается сочетание этих двух факторов. Существует три способа применения полимеров в процессах добычи нефти: 1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет блокирования зон высокой проницаемости. 2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы. 3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти. Первый способ не является истинным полимерным заводнением, т.к. в качестве агента, вытесняющего нефть, используется не полимер. Несомненно, большинство проектов повышения нефтеотдачи за счет применения полимеров, попадают под пункт 3. Для осуществления метода, изображенного на рисунке, требуется предварительная промывка, создающая нужные условия в пласте, закачка полимерного раствора, регулирующего подвижность, для того, чтобы свести к минимуму проскальзывание воды, и вытесняющая жидкость (вода) для вытеснения раствора полимера и образующегося нефтяного вала в направлении добывающих скважин. Часто буфер содержит полимер, количество которого постепенно убывает, чтобы уменьшить неблагоприятное отношение подвижностей между продавочной водой и полимерным раствором. Из-за того, что процесс носит вытесняющий характер, полимерныезаводнения всегда осуществляются на отдельных группах нагнетательных и добывающих скважин. В качестве агентов полимерного заводнения перечислим несколько полимеров: это – ксантановая смола, гидролизованный полиакриламид(ГПАА), сополимеры (полимер, состоящий из двух и более типов мономеров) акриловой кислоты и акриламида, сополимеры акриламида и 2-акриламид 2-метилпропансульфоната (АА/АМПС), гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, полиакриламид (ПАА), полиакриловая кислота, глюкан, декстрана, полиоксиэтилен и поливиниловый спирт. Хотя только первые три фактически используются на промысле, существует много потенциально пригодных реагентов, и некоторые из них могут оказаться более эффективными, чем те, которые используются в настоящее время. |