Светлана рамки для Теории. Введение извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины
 Скачать 1.13 Mb.
|
2. Технико -технологическая часть2.1 Технологии повышения нефтеотдачи пластов Эффективная разработка месторождения подразумевает извлечение максимально возможного количества нефти из любого пласта безопасным и приемлемым для окружающей среды способом. В настоящее время существует целый спектр высокопроизводительных технологий, но поиск новых более совершенных технологий, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение и минимизировать отрицательные геоэкологические последствия, продолжается. Основные факторы и эффекты воздействия на пласты, обусловливающие максимальное извлечение нефти, в настоящее время достаточно хорошо известны. Очевидно, что максимальная нефтеотдача в процессе разработки нефтяных месторождений требует проведения следующих мероприятий: введения в пласт энергии; снижения капиллярных сил за счет изменения смачиваемости и свойств нефти на контакте с другими фазами; увеличения эффективности вытеснения и охвата пласта при перемещении нагнетаемого рабочего агента с благоприятным соотношением вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей; блокирования прорывов вытесняющего агента к добывающим скважинам; физико-химического воздействия на ПЗП, обеспечивающего рост продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи в той или иной степени основаны на методике заводнения, впервые опробованной в США. Заводнение и в настоящее время остается наиболее распространенным методом разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, который находит применение практически в любых геолого-физических и технико-технологических условиях. Его совершенствование связано с решением проблемы равномерного распределения закачиваемой жидкости по разрезу и повышения коэффициента охвата залежи. "Холодное" массированное заводнение приводит к увеличению добычи нефти в начальный период воздействия за счет интенсивного отбора жидкости, а затем к прогрессивному росту обводненности. Причина снижения эффективности этой технологии при длительном воздействии обусловлена анизотропией проницаемости пород коллектора, особенностями залегания пластов, их выклиниванием, что сужает фронт вытеснения из-за нарушения гидродинамической связи и способствует образованию застойных и тупиковых зон и стратиграфических ловушек, не дренируемых заводнением. Более сложный тип остаточной нефти образуется в промытых водой интервалах продуктивного пласта за счет того, что по мере вытеснения происходит "отмыв" легких фракций, а взаимодействие нефти с закачиваемой водой приводит к изменению ее исходного химического состава и структуры, что ведет к повышению вязкости и градиента динамического напряжения сдвига. Образование нефти с аномальной вязкостью резко изменяет относительные фазовые проницаемости и уменьшает нефтевытесняющие свойства воды. Причинами низкого вытеснения нефти водой являются специфические гидрофобные взаимодействия на поверхности породы в присутствии воды. Увеличение доли гидрофобной поверхности в пористой среде повышает остаточную нефтенасыщенность. Это объясняется характером распределения жидкостей в пористой среде: в гидрофильной среде водяная фаза непрерывна, а в гидрофобной относительно мелкие поры остаются водоотталкивающими. Процессы увеличения нефтеотдачи достигаются различными, отличающимися друг от друга механизмами и методами воздействия на пласты. В их основе лежат следующие механизмы воздействия: использование упругих свойств породы и пластовых флюидов в сочетании с вытесняющими агентами, обеспечивающими межслойный по вертикали и по горизонтали массообмен; снижение энергии взаимодействия нефти с породой, снижение межфазных натяжений, повышение относительной фазовой проницаемости для нефти и охвата пласта вытеснением, регулирование вязкости и подвижности (мобильности) вытесняющего агента для повышения охвата пласта за счет снижения отношения подвижностей агента и нефти. современные технологии повышения нефтеизвлечения в той или иной степени базируются на применении или использовании заводнения. Условно их можно классифицировать на следующие основные группы: гидродинамические методы – изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений циклического заводнения, форсированный отбор жидкости; физико-химические методы – заводнение с использованием веществ с высоким химическим потенциалом для снижения гидрофобных процессов, и также активных реагентов для внутрипластового потокоотклоняющего и водоизолирующего осадкообразования для повышения охвата воздействием; волновые и тепловые методы – вытеснение нефти заводнением с воздействием сейсмоакустики и теплоносителей; газовые методы – водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом. 2.2 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи Изменение направлений фильтрационных потоков. Технология метода состоит в изменении направления фильтрационных потоков за счет перераспределения отборов и закачки между скважинами. Закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, расположенные под углом до 90 и разрезающие залежь на блоки. Физическая основа метода заключается в том, что при переносе фронта вытеснения в пласте создаются изменяющиеся по направлению и величине градиенты гидродинамического давления, что способствует внедрению нагнетаемой воды в застойные зоны и вытеснению из них нефти в зоны интенсивного движения. Циклическое заводнение. Технология применения метода состоит в периодическом изменении давлений (расходов) закачиваемой воды со сдвигом фаз колебаний по отдельным группам скважин при непрерывной или периодической добыче жидкости из добывающих скважин. Физическая сущность процесса заключается в том, что в результате нестационарного воздействия на пласты в них создаются волны повышения и понижения давления. В первой половине цикла в период повышения давления в малопроницаемые слои входит вода, сжимая в них нефть, а во второй половине цикла при снижении давления вода удерживается капиллярными силами, сохраняя высокое капиллярное давление, и нефть вытесняется из пор в сторону пониженного давления. Широкое применение получил активный метод циклирования, когда закачка воды в пласт в группе скважин прекращается на несколько суток или закачка чередуется по двум-трем группам скважин. Для сохранения текущих темпов и полноты выработки нефтяных пластов на поздней стадии наиболее целесообразен чередующий режим работы нагнетательных и добывающих скважин, когда в период закачки воды в нагнетательные скважины добывающие останавливают, а затем отключают нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие, расходуя накопленную пластовую энергию. Это способствует росту давления в пласте в течение определенного времени и восполнению упругого запаса энергии. Чередующийся (импульсный) метод закачки и отбора жидкости позволяет более полно охватывать пласт воздействием, что способствует снижению обводненности, увеличению добычи нефти и нефтеотдаче пласта. При разработке неоднородных пластов в режиме нестационарного заводнения наиболее эффективно циклическое заводнение в комплексе с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. Этот практически беззатратный метод получил широкое применение на промыслах Татарстана с высокой эффективностью выработки неоднородных нефтяных пластов в различных геологических условиях. Применение высоких давлений нагнетания. В соответствии с законом Дарси условия повышения дебита добывающих скважин обеспечивается при увеличении перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин. Чем выше давление нагнетания, тем выше пластовое давление и соответственно больше дебит добывающих скважин. Это подтверждается элементарными расчетами. Дебит добывающей скважины определяется по обобщенному уравнению притока:  , (2.1)где  – коэффициент продуктивности.Приемистость нагнетательной скважины зависит не только от коэффициента приемистости (  ), но и от фактора сопротивления Rф = в/н: (2.2)  , (2.3)где рс – давление в скважине за счет закачки. При стационарном режиме фильтрации дебит жидкости из скважин по своему объему равен закачке воды в нагнетательные скважины (qд = qпр), отсюда  , (2.4)где m – число добывающих скважин, обслуживаемых одной нагнетательной. Рациональные соотношения добывающих и нагнетательных скважин определяются по зависимости  . (2.5)При прочих равных условиях, чем меньше соотношение подвижности воды и нефти, тем выше вязкость нефти и тем большего пластового давления нужно достичь. Объясняется это тем, что для преодоления напряжения сдвига неньютоновских нефтей для разрушения структурных связей фильтрующейся среды требуется больший градиент давления. Повышение давления нагнетания способствует раскрытию трещин в пласте и увеличению проницаемости. При низкой продуктивности нефтяных пластов повышать забойное давление нагнетательных скважин необходимо с учетом естественных ограничений – давления гидроразрыва пласта рг.р. Забойное давление нагнетательных скважин должно ограничиваться условием рз 0,95рг.р, так как гидроразрыв происходит преимущественно по более проницаемым слоям. При этом резко повышается коэффициент приемистости нагнетательной скважины, но увеличивается неравномерность вытеснения нефти водой и снижается доля нефти в суммарно возросшем отборе жидкости. Кроме того, при установившемся пластовом давлении, создаваемом нагнетанием воды, более высоком, чем первоначальное пластовое давление рпл, может происходить отток нефти в законтурную водоносную область и потери там части извлекаемых запасов нефти. Для предотвращения оттока нефти следует создавать дополнительные экранирующие ряды добывающих скважин со стороны контура нефтеносности и снижать забойное давление на линии этих рядов до первоначального пластового. Форсированный отбор жидкости. Условия применения метода в начале завершающей стадии разработки при обводненности продукции не меньше 80-85 % в устойчивых коллекторах при высокой продуктивности добывающих скважин. Технология проведения заключается в поэтапном снижении забойного давления добывающих скважин для увеличения их дебитов. Физико-гидродинамические основы метода заключаются в создании высоких градиентов давления для вовлечения в разработку остаточных целиков нефти и застойных зон. Дебит жидкости необходимо задавать при условии роста дебита нефти; в противном случае в активную разработку будут включаться наиболее высокообводненные слои. 2.3 Физико-химические методы При заводнении пластов с применением различных активных веществ в нефтенасыщенной породе происходят необратимые процессы, связанные с изменением скелета порового пространства, свойств нефти и вытесняющей жидкости, а именно: сорбция составных частей нефтевытесняющего агента на горной породе; взаимное растворение и диффузия нефти и нефтевытесняющих агентов; отрыв глобул нефти и их перенос вытесняющим потоком; сдвиговые деформации и механические изменения размеров пор пласта. Технология вытеснения нефти растворами ПАВ При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН). С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть – порода – раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности. ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе. Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть – раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию "нефть в воде" и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды. Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой. Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи. ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности. Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор. Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин. В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод- и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных – водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений. В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал "Полисил" на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены – высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы). В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды – пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль). При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах. Вытеснение нефти щелочными и кислотными растворами Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов. В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л. При циклической закачке раствора щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв. Одной из модификаций метода является силикатно-щелочное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным. Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения. |