Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfтолько небольшая часть нефтенасыщенной толщины пласта (20—25 %); при определенных давлениях нагнетания прони цаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикаль ного горного увеличивается толщина интервалов пласта, при нимающих воду (охват толщины заводнением); индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. Объясняется это тем, что с ростом давления нагнетания трещины пласта раскрываются и увели чивается их проницаемость (см. § 2.7); преодолевается предель ный градиент давления сдвига для неньютоновских нефтей и систем (см. § 2.6); возникают инерционные сопротивления, вы зывающие противоположное первым двум факторам искривле ние индикаторных линий. На индикаторной кривой можно вы делить следующие давления: р' — первое критическое давление нагнетания, соответствующее давлению раскрытия или образо вания трещин в самом слабом по механической прочности ин тервале пласта (нижним пределом его является гидростатиче ское давление, составляющее для большинства месторождений Урало-Поволжья около 0,4 вертикального горного давления): р" — второе критическое давление нагнетания, соответствующее максимальному значению охвата по толщине; превышение его приводит к резкому увеличению трещиноватости, образованию нескольких крупных трещин, принимающих воду (для место рождений Пермской области оно близко к вертикальному гор ному давлению или несколько превышает его).
Применение высоких давлений нагнетания в пределах между р' и р” обеспечивает: увеличение текущих дебитов сква жин и пластового давления (однако недопустимо повышение его в зоне отбора выше р")\ снижение обводненности продук ции за счет более интенсивного притока нефти из малопрони цаемого пропластка; уменьшение влияния неоднородности коллектора за счет относительно большего увеличения приеми стости малопроницаемого пропластка по сравнению с высокопроницаемым; повышение текущей нефтеотдачи при сущест венно меньшем расходе воды за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.
Применение метода требует решения многих технических задач. Серийно выпускаемые насосы обеспечивают на выкиде давление до 20 МПа, что позволяет использовать метод для за лежей, расположенных на глубинах до 1000—1500 м. Необхо димы сооружение или реконструкция КНС и прокладка новых разводящих водоводов, рассчитанных на высокое давление, что связано с большими затратами. Возможно использование су ществующих КНС и водоводов, тогда у нагнетательных сква жин устанавливаются индивидуальные дожимные установки,
б* |
131 |
например погружные центробежные электронасосы (давление до 30 МПа), расположенные в скважинах-шурфах. Необходимо также обеспечить надежность конструкций нагнетательных скважин, разработать более надежные конструкции пакеров и др. Однако применение метода может явиться основой внед рения и других методов (циклическое заводнение, полимерное заводнение и др.).
Форсированный отбор жидкости
Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана. Технология заключается в поэтапном увеличе нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав ления р3). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения р3- При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Усло виями эффективного применения метода считают: а) обвод ненность продукции не менее 80—85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения де битов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропуск ная способность системы сбора и подготовки продукции доста точна).
Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по макси муму дебита нефти. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке обо рудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи,
идр.
Взаключение отметим, что воздействие на призабойную зону пласта с целью расширения профиля притока и приеми стости, повышение качества вскрытия пласта и освоения сква жин также способствуют увеличению нефтеотдачи. Эти методы рассмотрены в гл. 5 и 10.
§3.4. ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Нагнетание газа в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи применяли значительно раньше, чем заводнение. Для этого -использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследст-
132
вие многих отрицательных последствий (окисление нефти, уве личение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких угле водородных растворителей, возникает новая и не менее труд ная проблема извлечения из недр застревающего в порах пла ста дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.
В настоящее время ограничились применением углеводород ного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.
Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и сме шивающимся (без существования границы раздела фаз). Сме симость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких неф тей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при дав лении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа— 15—20 МПа (для сравнения сжиженного — 8—10 МПа). С улучшением смесимости повы шается нефтеотдача.
Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью по род и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнета
тельных скважин). |
|
эффективности процесса |
закачки |
||
Основными критериями |
|||||
газа можно назвать: |
при углах более |
15° закачка |
газа |
||
углы падения |
пластов: |
||||
в сводовую часть, |
при меньших — площадная |
закачка |
(в |
по |
|
логих структурах |
затруднено гравитационное |
разделение |
газа |
||
и нефти); |
|
|
|
|
|
глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глу бине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;
однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;
гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.
Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природ ный газ соседних газовых месторождений или газ из магист ральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания су хого нефтяного газа приведена на рис. 3.4. При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газо-
2 |
Рис. |
2.4. |
Технологическая схема |
||||
закачки |
нефтяного газа: |
|
|||||
|
|
||||||
|
/ — продукция |
нефтяных |
скважин; |
||||
|
II — газ |
в |
нагнетательные |
скважины; |
|||
|
III — газ |
|
на |
местное |
потребление; |
||
|
IV — нефть |
|
потребителю; |
|
V —вода; |
||
|
/ — сепаратор |
высокого давления; 2 — |
|||||
|
газоочиститель (от увлеченной воды и |
||||||
|
механических |
примесей); |
3 —компрес |
||||
|
сор |
высокого |
давления |
(компрессор |
|||
ная станция); 4 —установка комплексной подготовки |
нефти; 5 — отбензиннвающая ус |
тановка (газобензиновый завод); 6 — компрессор низкого давления
вом промысле, как и для магистрального транспорта. На Битковском месторождении осуществлялся естественный перепуск газа из нижележащей эоценовой газоконденсатной залежи без предварительной подготовки в менилитовую залежь по трем схемам: с внешнескважинным перепуском без и с совмещением функций нагнетательной и газозаборной скважин и внутри скважинным перепуском (см. § 3.2).
Приемистость скважин устанавливают опытно или оцени вают по формуле дебита £аз£>вой скважины, умножая расчет ное значение на опытный коэффициент. Для поддержания дав ления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, при веденных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газо нагнетательных скважин. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давления столба газа. Обычно давление нагнетания на 15—20 % выше пластового давления.
Преждевременные прорывы газа резко снижают эффектив ность процесса вытеснения и увеличивают энергетические за траты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетае мого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят цик лическую закачку газа и др.
Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспери ментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффи циент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте сво бодного газа на величину предельной газонасыщенности (10— 15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25—75 %). Продол жительность циклов по закачке одного агента составляет 10— 30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим
134
причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).
Газовые методы реализованы в СССР на Битковском (су хой газ при отсутствии смесимости, газоводяное 'воздействие при давлениях 18—20 МПа), Журавлевско-Степановском (га зоводяное воздействие), Озек-Суатском (газ высокого давления при 30—35 МПа), Ромашкинском (обогащенный газ) и Клю чевом (смесь нефтяного газа и* сжиженного нефтяного газа) месторождениях.
§ 3.5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффи циентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие за воднение, которые основаны на снижении межфазного поверх ностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и ох вата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости ра бочих агентов с нефтью и водой.
Методы, улучшающие заводнение
К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.
Неионогенные ПАВ типа ОП-Ю при оптимальном массовом содержании 0,05—0,1 % обеспечивают снижение поверхност ного натяжения от 35—45 до 7—8 мН/м, увеличение угла сма чивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8—10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повы шение нефтеотдачи не более чем на 2—5%. Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участ ках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные про мышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономи ческая эффективность становится весьма сомнительной.
Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2—3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10—20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Тех нология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе разме щения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ раз работана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в ос
новном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцен трированных (0,05—0,5%) и высококонцентрированных (1— 5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием компо зиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяже ния до 0,01—0,05 мН/м.
Метод полимерного заводнения основан на способности рас твора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей
(загущение воды) |
нефти и воды |
(текущий фактор сопротивле |
|
ния) и |
уменьшать |
подвижность воды, закачиваемой за рас |
|
твором |
полимера |
(остаточный |
фактор сопротивления), что |
повышает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испы тывался на нескольких месторождениях. Наиболее представи тельны опыты, проводимые на Орлянском и Арланском место рождениях. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА). В СССР он производится в виде 7—8 %-ного геля и порошка. Рекомендуется оторочка размером 0,1—0,5 от объема пор с концентрацией 0,01—0,1 %. Гель ПАА не технологичен в при менении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой темпера туре). На Орлянском месторождении раствор из него концен трации 0,6—0,7 % получали рециркуляцией насосами, а дози рованную подачу в водовод вели плунжерными насосами. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, по этому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного со четания с другими методами повышения нефтеотдачи.
Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кисло тами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчи вые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трех озерном. Для приготовления щелочных растворов могут ис пользоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцини рованная сода) Na2C03, гидроксид аммония (аммиак) NH4OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na2Si0 3 . Наиболее ак тивные из них первый и последний (силикатно-щелочное завод нение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек раз мером 0,1—0,25 объема пор с концентрацией 0,05—0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая ото рочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодей ствии силиката натрия и хлористого кальция СаС12 образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция
CaSi0 3 , снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отли чаются большой сложностью. Будущее метода связывают с со четанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.
Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается
вобразовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы)
внаиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор)
иповерхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В ре зультате снижается водопроницаемость промытых зон, повыша ется охват пласта заводнением и снижается межфазное натя жение (до 3—4 мН/м). Метод широко испытывался с 1969 г. на месторождениях Татарии, чему во многом способствовало наличие источника реагента.
Применяют либо техническую серную кислоту концентра цией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80—85 % (сернокислотный от ход производства высокооктанового бензина). Технология ме тода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15 % порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигае мой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины раз мещают емкости (500—2000 м3) с АСК, которую насосами за качивают в пласт. После этого скважина подключается к об щей системе заводнения для закачки воды.
Применение метода сопровождается сильной коррозией ис пользуемого оборудования и эксплуатационной колонны сква жины.
Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов
После применения обычного заводнения, физико-гидродинами ческих и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30—70 % запасов нефти. Эту остаточ ную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, кото рые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспектив ные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диокси дом углерода (С02) и мицеллярными растворами.
Исследования применения диоксида углерода начаты в на чале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких ме сторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 °С, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Ме
тод основан на хорошей его растворимости в пластовых флюи дах, что обеспечивает объемное расширение нефти в 1,5—1,7 раз, смесимость его с нефтью (устранение капиллярных сил), снижение вязкости нефти (от десятков процентов до несколь ких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение С02 как любого маловязкого агента сопровождается значительным снижением коэффициента охвата (на 5—15%), из-за чего увеличение коэффициента неф теотдачи может составлять лишь 7—12 %.
Источниками получения С02 могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании при родного газа получается в 6—11 раз больший объем продуктов сгорания.
Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагне тательные скважины в газообразном (лучше при давлении пол ной смесимости около 10—30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций С 02 и воды приблизительно 0,25—1, а также в растворенном со стоянии в виде карбонизированной воды концентрацией3—5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (ко эффициент вытеснения повышается всего на 10—15%). Опти мальный объем оторочки С02 составляет 0,2—0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки С02 с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов С02 предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, уг леводородным газом и др. Техника закачки зависит от приме няемой технологии.
Для внедрения метода необходимо решить проблемы транс порта жидкого С02, распределения его по скважинам, утилиза ции С 02 и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.
Из всех известных методов закачка С02 наиболее универ сальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного С02, так как потребности в нем (1000— 2000 м3 на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет от ходов химического производства, хотя этот источник С02 эко номически рентабелен.
Мицеллярный раствор — это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтя ного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бути ловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе прак тически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным дан
ным, коэффициент нефтевытеснения при мицеллярном завод нении составляет 80—98 %.
Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических ре агентов: а) предоторочки (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого нат рия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малокон центрированного (20—50 % от объема пор) или высококонцен трированного (5—15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30—60 % от объема пор) из по лимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицелляр но-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицел лярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку до бавляют спирт концентрации, равной его концентрации в ми целлярном растворе.
Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрирован ными, содержащими до 50—70 % углеводородов, до 8—10% сульфонатов, до 2—3 % стабилизатора, и малоконцентрирован ными водными, содержащими углеводородов менее 5%, суль фонатов до 2% и стабилизатора менее 0,1%. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают че рез фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдержи ваться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.
Потенциальные масштабы применения метода очень боль шие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтснасыщенностью более 30 % и вязкостью нефти менее 15— 20 мПа-с). Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.
§ 3.6. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гид родинамическим вытеснением повышается температура в за лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак
ций и др.
Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю щих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыще
ния нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле дующие разновидности тепловых методов:-теплофизические — закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и паро циклические обработки скважин); термохимические — внутрипластовое горение.
Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя
Первые работы по закачке пара в пласт относятся к 1932 г. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения /КИп (насыщения) при постоян ном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими ка пельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости хП (отношение массы сухой па ровой фазы к массе смеси). При 1>лгп> 0 имеем влажный на сыщенный пар, а при Хп= 1 — сухой насыщенный пар (неустой чивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет темпе ратуру больше ^кипПри охлаждении перегретого пара при по стоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теп лота парообразования (конденсации) и дальше частично теп лота жидкости, т. е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода. С повышением давления р возрастает температура кипения /кип, которую можно оценить по эмпирическому урав нению Руша
и . = 100}Л5р, |
(3.1) |
где /кип в °С, р в МПа.
Критическое состояние воды (критическая точка), которое характеризуется исчезновением различия между жидкостью и паром, наступает при значениях давления ркрв = 22,115 МПа и
температуры fKp°= 374,12 °С |
(при этом удельный объемУКв = |
= 0,003147 м3/кг и плотность |
рКв = 317,7629 кг/м3). |
Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосфер ных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г. (Э. Б. Чекалюк и др.), достигается при температурах 320—340 °С и давле ниях 16—22 МПа (рис. 3.5). Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного рас-