Методы увеличения нефтеотдачи. МУН доклад ШаймухаметовАФ. Воздействие на пласт газом высокого давления. Водогазовое воздействие. Воздействие двуокисью углерода
 Скачать 32.2 Kb.
|
|
Воздействие на пласт газом высокого давления. Водогазовое воздействие. Воздействие двуокисью углерода. 2 слайд Методы повышения нефтеотдачи пластов основаны: на применении законов фильтрации пластовых флюидов; на физических, химических явлениях, происходящих в пласте; на взаимодействии частиц твердой породы и флюидов; на взаимовлиянии закачиваемых реагентов и нефти. Выбор конкретного метода нефтеотдачи и его эффективность зависит от геологического строения залежи и ее изученности, фильтрационно-емкостных свойств коллектора, от технологий, примененных с начала разработки, темпов отбора и закачки флюидов. На каждом разрабатываемом эксплуатационном объекте подбирают индивидуальные методы с учетом особенностей геологического строения и ФЕС разрабатываемых залежей. Методы повышения нефтеотдачи подразделяют на методы интенсификации притока нефти (МИП) и методы увеличения нефтеотдачи (МУН). 3 слайд Методы увеличения нефтеотдачи (МУН). По своим свойствам методы увеличения нефтеотдачи можно разделить на группы: первая повышает коэффициент вытеснения нефти водой; вторая – увеличивает коэффициент охвата пласта заводнением, и третья группа увеличивает оба коэффициента, а значит КИН в целом. В отличие от МИП методы увеличения нефтеотдачи воздействуют на объект разработки или его часть, тем самым позволяют вовлечь в разработку остаточные, не извлеченные запасы нефти, которые при запроектированной системе заводнения добыть не удается. Практика показала, что применение МУН дороже применения обычного заводнения в несколько раз, поэтому рентабельность их применения зависит от стоимости добываемой нефти. К МУН относятся: физико-химические методы – применение водных растворов: активных примесей (поверхностно–активных веществ (ПАВ), полимеров, мицеллярных растворов, щелочей, кислот), изменение или выравнивание профилей приемистости (ВПП); гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости (ФОЖ), комбинированное нестационарное заводнение; газовые методы – вытеснение нефти газом высокого давления, водогазовое воздействие; тепловые, термические методы – вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), внутрипластовое горение; другие методы – уплотнение сетки скважин, переход от одной системы разработки к другой (очаговое, избирательное заводнения, создание блочно-замкнутой системы), гидроразрыв пласта (ГРП), размещение и эксплуатация боковых и горизонтальных стволов; микробиологические, волновые, электромагнитные методы. Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти газами высокого давления, двуокисью углерода и мицеллярными растворами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти. Эти методы относятся к числу наиболее высокопотенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщенность в зоне, охваченной рабочим агентом, до 2-5 % . Главное в применении этих методов - обеспечить высокий охват нефтяной залежи эффективным вытесняющим агентом. Эти методы имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые будет значительно труднее извлекать, чем из не заводненных пластов. Газовые и водогазовые методы увеличения нефтеотдачи Вытеснение нефти из пласта двуокисью углерода (СО2) Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов. Метод широко используется в США (месторождение Келли Снайдер. В пласт закачали 10 млрд. м3 СО2.) и на месторождении Будафа в Венгрии. Перспективы применения СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов в нашей стране также весьма широкие. Составлены проекты и проводятся необходимые подготовительные работы для нагнетания СО2 в нефтеносные пласты на многих месторождениях (Козловское, Радаевское, Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения, Сергеевское, Ольховское и др.) Преимущества: Повышение КИНа Легко найти необходимое количество данного агента Хорошая смешиваемость с нефтью Нет необходимости в новом оборудовании Снижение сжигания попутного газа Избежание штрафов за сжигание более 95% попутного газа (с 2012г.) Основные недостатки метода: 1. Снижение коэффициента охвата вытеснением. 2. Коррозия скважинного и нефтепромыслового оборудования. Сухой СО2 не коорозионно-активный, но при чередовании нагнетания его с водой или после смешивания с пластовой водой и при прорыве его в добывающие скважины он становится коррозионно-активным. 3. Сложной технической проблемой является транспортировка жидкого СО2, подготовки нефти. 4. СО2 при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие фракции, они смешиваются с газообразным углекислым газом, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте и Водогазовое воздействие. Значительно раньше, чем заводнение с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из истощенных пластов на многих месторождениях использовали технологию нагнетания природного или нефтяного газа. При этом вначале газ нагнетали в пласты при давлениях, не обеспечивающих смесимость его с нефтью. До применения искусственного заводнения нефтяных залежей технологию вытеснения нефти газом считали экономически вполне оправданной, так как она позволяла поддерживать дебиты скважин и повышать нефтеотдачу пологозалегающих пластов на 5-10% по сравнению с режимом растворенного газа, а крутозалегающих на 15-20%. Однако после широкого применения заводнения залежей с пологозалегающими пластами было однозначно установлено, что газ при не смешивающемся с нефтью вытеснении хуже как вытесняющий агент, чем вода, основная причина малой эффективности газа как вытесняющего агента -- его малая вязкость (в 10--15 раз ниже вязкости воды), обусловливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов по нефти и охвата пластов вытеснением. Механизм процесса. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил -- верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа, с целью уменьшения их недостатков, применением их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. Тогда можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т. е. от применения водогазовых смесей. При этом условии эффект от совместного чередующегося нагнетания воды и газа в пласты, т. е. вытеснения водогазовой смесью, будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10 -- 15 %), при которой газ неподвижен. Реклама Эффективность и технология процесса. Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии также более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем раздельно только водой или только газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15 % по сравнению с обычным заводнением. Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт -- обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т. е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть значительно ниже указанной, и тем ниже, чем однороднее пласт. Нагнетание газа и воды в пласты поочередно оторочками (продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 суток) или одновременно в смеси через одну и ту же нагнетательную скважину также обладает большими недостатками. Приемистость (продуктивность) нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается -- Для газа в 8-10 раз, а для воды в 4 --5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны пласта. Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эФфективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10 -- 20 % в зависимости от неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды. Оборудование каждой нагнетательной скважины для по очередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Вследствие этих недостатков циклический метод водогазового воздействия на пласты требует значительного увеличения числа нагнетательных скважин для обеспечения необходимых объемов нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, повышенных давлений нагнетания и сложного устьевого оборудования для нагнетательных скважин. Однако соответствующими технологическими и техническими решениями можно уменьшить и даже исключить отрицательное влияние этих факторов. Для этого требуются оптимальные условия вскрытия пластов в скважинах перфорацией, размещение их и эксплуатация, обеспечивающие изменение направления потоков и целенаправленное использование гравитационных эффектов. Высокое давление Вытеснение нефти из пластов сухим газом при давлении полной смесимости газа с углеводородами нефти называется методом вытеснения нефти газом высокого давления. Полная смесимость газа с нефтью достигается при давлениях 25-40 МПа. Закачка жирного углеводородного газа с содержанием метана менее 90 % называется вытеснением нефти обогащенным газом, при этомсмесимость газа с нефтью происходит при меньших давлениях. Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки слабопроницаемых нефтяных пластов. В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом происходят сложные физико-химические явления между пластовой нефтью и закачиваемым газом. Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плотность смеси уменьшается. Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимости, то часть закачиваемого газа находится в свободном состоянии. Свободный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более легкие углеводороды выделяются из нефти и смешиваются с газом. Газ, обогащенный легкими углеводородами нефти, прорывается к скважинам, а основная часть нефти, лишенная своих легких фракций, становится более вязкой. Это приводит к снижению эффективности вытеснения газом. Закачка обогащенного газа высокого давления впервые в России была осуществлена на Ключевом месторождении легкой нефти в Краснодарском крае, Хорошим решением для увеличения нефтеотдачи методом водогазового воздействия (ВГВ) на пласт может стать ВГВ с использованием насосно-эжекторных систем, позволяющих готовить на поверхности водогазовую смесь и закачивать её в пласт в широком диапазоне расходов и давлений оборудованием, которое может успешно эксплуатироваться в промысловых условиях российских месторождений [1 – 3]. На рисунке 1 показана принципиальная схема насосно-эжекторной системы.  Рисунок 1 – Принципиальная схема насосно-эжекторной системы. При работе системы силовой насос нагнетает воду в сопло эжектора, который откачивает попутный нефтяной газ. Далее водогазовая смесь нагнетается дожимным насосом в пласт. При реализации насосно-эжекторной технологии может использоваться существующая инфраструктура системы поддержания пластового давления. Не требуется строительство отдельных высоконапорных газопроводов и газонагнетательных скважин сложной конструкции с необходимым для высоких давлений устьевым и подземным оборудованием. Кроме того, технология может быть при необходимости внедрена на всем месторождении в целом, а не только на отдельных скважинах и опытно-промышленных участках. Насосно-эжекторные системы по сравнению с известными решениями более просты, надежны, менее металлоемки и гораздо дешевле. В 2015 году было проведено первое внедрение насосно-эжекторной системы для водогазового воздействия, разработанной ранее авторами данной работы [4] и изготовленной АО «Новомет-Пермь», на установке предварительного сброса воды (УПСВ) Самодуровского месторождения ПАО «Оренбургнефть». На рисунке 2 показана схема системы. Рисунок 2 – Схема насосно-эжекторной системы на Самодуровском местрождении В системе предусмотрено резервирование насосного и эжекторного оборудования, чтобы обеспечить работоспособность системы в случае отказа одного из её элементов путем переключения на резервный насос или эжектор. Вода нагнетается в сопло эжектора насосом кустовой насосной станции (КНС) ЦНС-240-1422, который также закачивает воду в нагнетательные скважины месторождения, не относящиеся к участку водогазового воздействия. Эжектор откачивает газ первой ступени сепарации и подает водогазовую смесь на вход дожимного горизонтального многоступнчатого центробежного насоса ЭЦН8-1600-1450. Рабочие параметры системы: расход воды – 1535 м3/сут, расход газа – до 20000 м3/сут, давление газа на приеме 0,2-0,4 МПа, давление нагнетания смеси – до 13 МПа. Установка водогазового воздействия переведена в круглосуточную эксплуатацию в июле 2015 года для нагнетания смеси в 11 скважин внешнего распределительного пункта ВРП-2 Самодуровского месторождения и работает уже второй год. Насосно-эжекторная система адаптируется к изменяющимся условиям эксплуатации, полностью забирает попутный газ первой ступени сепарации Самодуровского, Ефремо-Зыковского и Спасского месторождений. Кроме того, по газопроводу на вход насосно-эжекторной системы компрессором низкого давления подается также ПНГ с соседнего Пономаревского месторождения. Насосно-эжекторная система устойчиво работает на УПСВ Самодуровского месторождения в различных режимах, срывов подачи эжекторов и насосов не было. Таким образом, результаты выполненных ранее теоретических и экспериментальных исследований [1 – 3], на основе которых была разработана технология ВГВ с применением насосно-эжекторных систем, подтвердились при внедрении на промысле. Вместе с тем опыт эксплуатации системы на Самодуровском месторождении позволил наметить также мероприятия по совершенствованию самой технологии водогазового воздействия на пласт с применением насосно-эжекторных систем. Первое из этих предложений направлено на использование для ВГВ попутного нефтяного газа не только первой ступени сепарации, а ещё и газа второй и концевой ступеней сепарации, который сейчас сгорает на факеле. Второе из этих мероприятий позволит сосредоточить закачку водогазовой смеси с повышенным газосодержанием в одну или несколько нагнетательных скважин, которые наиболее подходят для повышения нефтеотдачи путем водогазового воздействия. Третье предложение связано с тем, что эффективность водогазового воздействия на пласт во многом зависит от степени устойчивости водогазовых смесей. Создание стабильных систем, в которых подавлена коалесценция газовых пузырьков, даст возможность избежать расслоения водогазовой смеси в водоводах и нагнетательных скважинах, что значительно снизит требуемые давления закачивания водогазовой смеси. Устойчивые пузырьки в водогазовой смеси при вытеснении нефти из пласта будут проникать в самые мелкие поры, растворяться в остаточной нефти, увеличивать её подвижность и повышать прирост коэффициента извлечения нефти. При подавленной коалесценции газовых пузырьков снизится влияние свободного газа на работу многоступенчатых центробежных насосов. Это позволит широко использовать их при реализации водогазового воздействия с применением насосно-эжекторных систем. В связи с этим были проведены специальные стендовые исследования условий подавления коалесценции газовых пузырьков в жидкости применительно к технологии водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем. Оказалось, что коалесценцию газовых пузырьков, введенных в жидкость, удается в ряде случаев подавить при добавлении различных солей. Эксперименты проводили на стенде – макете насосно-эжекторной системы, схема которого представлена на рисунке 3. |