Полная версия

Главная arrow География arrow Биотехнология нефтедобычи: принципы и применение

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

Методы повышения нефтеотдачи пластов

Нефтеотдачу пластов можно увеличить путем создания в них искусственных благоприятных физико-химических условий, обеспечивающих наиболее эффективный процесс вытеснения нефти из коллектора.

Все методы разработки нефтяных месторождений базируются на методе заводнения и делятся на две основные группы.

Физико-химические методы. Вытеснение нефти ПАВ, полимерными, щелочными, мицеллярными растворами; серной и др. кислотами; двуокисью углерода; газом высокого давления в условиях смесимости и водогазовой смесью; различными растворителями. Все агенты закачивают в пласт в виде оторочек и затем их вытесняют водой.

Тепловые методы. Вытеснение нефти горячей водой, паром и внут-рипластовое горение.

Обработка воды ПАВ. Нефть движется в поровом пространстве в присутствии неподвижной, связанной воды или в пространстве, предварительно смоченном подвижной водой. В свою очередь вода движется по порам породы, предварительно смоченной нефтью. В таких условиях смачивание осложняется явлением капиллярного гистерезиса. Вследствие капиллярного гистерезиса при вытеснении нефти водой наступающий угол контакта возрастает, при этом улучшается смачивание породы нефтью.

Минералы, входящие в состав пород, содержащих нефть, являются в основном гидрофильными, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Однако в одной и той же залежи могут быть участки неодинаковой смачиваемости. Гидрофобизацию породы вызывают различные органические кислоты (например, жирные и асфальтеновые), содержащиеся в нефти. Присутствие органических кислот ведет к повышению поверхностного натяжения на разделе фаз вода - нефть. Поэтому полного вытеснения нефти водой из пористой среды происходить не будет. Связанная вода в какой-то мере препятствует гидрофобизации породы. Чем меньше поверхностное натяжение, тем слабее проявляются капиллярные явления. Для снижения поверхностного натяжения на границе с водой (или воды на границе с нефтью) можно применять различные поверхностно-активные соединения - неионогенные и анионоактивные. В качестве неионогенных ПАВ используют, в частности, растворы окси-этилированных алкилфенолов, жирных кислот или спиртов, продукты конденсации окиси этилена и окиси пропилена. В качестве анионоактивных ПАВ используют, например, нефтяные сульфонаты.

Добавка ПАВ в закачиваемую воду в небольших концентрациях (0,05-0,1%) значительно снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью и твердой поверхностью до 5-7 мН/м, способствует дроблению глобул нефти, охваченной водой, уменьшает необходимый перепад давления, в результате чего жидкости фильтруются в пористой среде, улучшает моющие свойства воды. ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями и на интенсивность капиллярной пропитки водой низкопроницаемых нефтенасыщенных пород и вытеснению из них нефти.

Однако эффективность применения ПАВ может быть снижена вследствие быстрой адсорбции их на поверхностях порового пространства пород пласта в непосредственной близости от нагнетательных скважин. Для повышения эффективности метода повышают концентрацию ПАВ или подбирают их с учетом геолого-физических особенностей коллекторов.

Увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет применения растворов ПАВ по сравнению с заводнением составляет 1-3,5%, нефтеотдача может быть повышена на 15-16%.

Полимерное заводнение. Нефтеотдача коллекторов в значительной степени зависит от степени соотношения подвижностей воды и нефти

ц = *в :*н_,

М-в йн

где Кв, Кн, рв, рн - фазовая проницаемость и динамическая вязкость соответственно воды и нефти. При большом значении р происходит быстрый прорыв воды к добывающим скважинам. Уменьшить подвижность воды можно путем повышения ее вязкости с помощью загустителей.

В качестве загустителей применяют растворимые в воде полимеры. Полимерами называют химические вещества, молекулы которых образованы чередующимися группами атомов одинакового строения, связанными между собой химической связью. Из всего разнообразия природных и синтетических полимеров лишь немногие растворимы в воде. Из последних практическое значение в добыче нефти имеют полимеры акриламида, окиси этилена и полисахариды. Способность растворов полимеров фильтроваться в пористой среде со значительно меньшей, чем у воды подвижностью, т.е. проявлять фактор сопротивления, обусловлена удерживанием полимера в пористой среде и проявлением вязкоэластических свойств.

Одной из особенностей полимерного заводнения является также снижение подвижности воды, закачиваемой за раствором полимера, т.е. проявление остаточного фактора сопротивления, которое оказывает большое влияние на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта.

Для повышения нефтеотдачи в продуктивный пласт сначала закачивают оторочку водного раствора полимера с массовым содержанием 0,02-0,5%, который затем проталкивают обычной водой. При этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый вязким раствором.

Нефтеотдача при вытеснении нефти оторочкой загущенной воды повышается на 5-6%.

Щелочное заводнение. Предполагает закачку водных растворов гидроксида натрия или силиката натрия с небольшим массовым содержанием (0,01-0,2%). При взаимодействии нефтей, содержащих кислотные компоненты, со щелочными растворами образуются водорастворимые соли, являющиеся ПАВ. В отличие от процесса нагнетания растворов ПАВ при щелочном заводнении последние формируются непосредственно на контакте нефти с раствором щелочи. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой, они снижают межфазное поверхностное натяжение; адсорбируясь на поверхности коллектора, они изменяют его смачиваемость. Вследствие этого улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства вод. При низких значениях поверхностного натяжения о некоторые нефти способны спонтанно образовывать эмульсию нефти в воде, имеющую повышенную вязкость. Направляясь в первую очередь по путям с наименьшим фильтрационным сопротивлением, они забивают их, выравнивая таким образом неоднородность фильтрационных полей, что сопровождается увеличением коэффициента охвата пластов заводнением. В процессе нагнетания щелочного раствора в нефтенасыщенную пористую среду вследствие взаимодействия с кислотными компонентами нефти и с некоторыми минералами концентрация щелочи на фронте вытеснения снижается. При этом образуются три зоны:

  • • обедненная щелочью;
  • • зона взаимодействия щелочи с кислотными компонентами нефти;
  • • область контакта щелочного раствора с нефтью, не содержащей кислотных компонентов.

Для сохранения высокой активности раствора щелочи в скважины нагнетают оторочку с повышенным содержанием №ОН или силиката натрия, которая затем продвигается по пласту под воздействием чистой воды.

В результате щелочного заводнения нефтеотдача увеличивается на 5-10% с одновременным сокращением расхода воды на заводнение.

Область применения щелочного заводнения, за исключением силикатно-щелочного, ограничивается месторождениями и нефтями, активно взаимодействующими со щелочными растворами. Применение этого метода ограничивается наличием источников мягкой воды для приготовления щелочных растворов.

Сернокислотное заводнение. Метод состоит в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты, продвигаемых по пласту обычной водой. Концентрированная серная кислота вступает в реакцию с находящейся в пласте нефтью, при этом происходит сульфирование содержащихся в нефти ароматических соединений с образованием ПАВ, растворимых в воде сульфокислот. Последние, растворяясь в воде, нагнетаемой в пласт после закачки серной кислоты, обусловливают снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой до 3-4 мН/м. Наличие сульфокислот в растворе непосредственно на контакте с вытесняемой нефтью может привести к более равномерному процессу вытеснения нефти водой.

Параллельно с образованием сульфокислот при реакции нефти с концентрированной серной кислотой происходит образование серного гудрона - вязкой смолистой массы, которая может оказывать влияние на водопроницаемость и, следовательно, на подвижность воды. Образование кислого гудрона будет способствовать перераспределению потока вытесняющей нефть воды в пласте и улучшать степень охвата пласта заводнением.

Использование пен и эмульсий. При введении в пласт оторочек пен и эмульсий сокращается подвижность нагнетаемой воды, уменьшается водопроницаемость неоднородного пласта, возрастает коэффициент охвата г|охв его воздействием. Пены, приготовленные с применением ПАВ-пенообразователей при нагнетании в неоднородную пористую среду в начальный период движутся в наиболее проницаемых направлениях, снижая проводимость пород и выравнивая ее с проводимостью в других направлениях. В результате этого увеличивается коэффициент охвата пластов воздействием. Защемленный в порах газ способствует снижению фазовой проницаемости пористой среды для воды. Аналогичен механизм увеличения нефтеотдачи в процессе нагнетания в пласт эмульсий нефти в растворах щелочей и ПАВ.

Мицеллярное заводнение. Это метод вытеснения нефти микроэмульсиями (растворами композиций ПАВ) заключается в нагнетании в нефтяной пласт последовательно ряда растворов химических реагентов в виде оторочек, из которых основными являются мицеллярный раствор и водный раствор полимера. Мицеллярный раствор представляет собой коллоидные системы из углеводородной жидкости и воды, стабилизированной смесью ПАВ. Такой раствор способен поглощать большие количества воды (до 80% от объема раствора). В состав мицеллярных растворов входят основные ПАВ - чаще всего нефтяные сульфонаты (2-10%), вспомогательные ПАВ, которыми чаще всего являются алифатические спирты и, в частности, изопропиловый спирт (1,5-2,0%), углеводородная жидкость (10-50%) и водная фаза (50-90%).

Сущность вытеснения остаточной нефти мицеллярным раствором заключается в том, что он образует и движет перед собой водонефтяной вал, размер которого увеличивается по мере продвижения по пласту.

Из-за высокой стоимости компонентов мицеллярного раствора объем закачиваемой оторочки с целью удешевления процесса обычно составляет несколько процентов от объема порового пространства или осуществляется обработка только призабойной зоны скважин.

Для предотвращения разрушения мицеллярного раствора при контакте с пластовой водой перед закачкой необходимо промыть нефтяной пласт пресной водой, что существенно ограничивает область применения мицеллярных растворов.

В промысловых условиях увеличение нефтеотдачи от применения мицеллярных растворов составляет 15-30% по сравнению с обычным заводнением.

Вытеснение нефти двуокисью углерода и другими газами. Использование СО2 для увеличения нефтеотдачи объясняется воздействием его на физико-химические свойства нефти, воды и пород, слагающих нефтяные коллекторы. При контакте нефти с карбонизированной водой часть СО2, обладающая лучшей растворимостью в углеводородных жидкостях, чем в воде, переходит из воды в нефть. В результате снижается вязкость нефти, увеличивается ее объем. При растворении СОг в воде повышается ее вязкость, снижается pH и поверхностное натяжение на границе нефть-вода, улучшается отмыв пленочной и подвижность капельной нефти, увеличивается количество капиллярно вытесненной нефти и скорость пропитки водой нефтенасыщенных пород. Карбонизированная вода снижает набухаемость глин и, будучи слабым раствором угольной кислоты, частично растворяет карбонаты кальция, благодаря чему при ее фильтрации проницаемость пористой среды увеличивается.

Технология метода заключается в том, что оторочка углекислоты закачивается в пласт и проталкивается вглубь его карбонизированной водой или нефть из пласта вытесняется только карбонизированной водой. В результате происходит взаимное растворение углекислоты с нефтью и уменьшается ее вязкость, увеличивается ее объем и снижается поверхностное натяжение на границе с водой. При соприкосновении углекислоты с нефтью легкие компоненты экстрагируются из нефти углекислым газом. Во время перемещения углекислотной оторочки впереди будет двигаться газообразный вал, вязкость которого оказывается значительно меньше вязкости нефти.

Соотношение вязкостей нефти и двуокиси углерода в пластовых условиях может достигать 10 и более, что ведет к раннему прорыву двуокиси углерода. Для предотвращения этого осложнения можно создавать попеременно оторочки СО2 и воды.

Повышение нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением при использовании двуокиси углерода оценивается в 10-15%.

Возможными осложнениями при нагнетании СО2 в пласт являются коррозия оборудования и солеотложение. Кроме того, метод повышения нефтеотдачи пластов при использовании СО2 характеризуется большими объемами нагнетания реагента в пласт. Расход СО2 при осуществлении крупномасштабных проектов может достигать 5-6 млн м3/сутки. Наибольшие расходы реагента приходятся при технологии с непрерывной подачей реагента с высокой концентрацией СО2, что возможно лишь при наличии крупного и надежного источника СО2, например, месторождений с природным СО2. При создании оторочек СО2 расходы этого реагента также велики, так как суммарный объем оторочки, необходимый для обеспечения соответствующей эффективности метода, соизмерим с размерами порового пространства пласта - средний размер оторочки 20-25% от размеров пор. При циклической закачке общий объем реагента, расходуемый на создание нескольких оторочек, может достигать 50-80% и более. Расход газа на добычу нефти составляет при этом 1000-2500 м3/т. В связи с этим СО2 является эффективным средством для увеличения добычи нефти при условии, что его имеется в достаточном количестве в сравнительно чистом виде и по доступным ценам. Для целей нефтеотдачи может быть использован технический углеводородный газ с содержанием СО2 до 94-95%. Крупнотоннажное производство СО2 может быть организовано на базе газообразных отходов спиртовых заводов, нефтехимических, нефтеперерабатывающих, химических и энергетических предприятий. Так, каждый завод по производству спирта средней мощности ежегодно выпускает в атмосферу до

1000 тС02.

Вытеснение нефти может быть осуществлено кроме С02 также другими газообразными соединениями: природным углеводородным газом, дымовыми газами, нефтяными газами, богатыми этаном, пропаном и др. тяжелыми фракциями, азотом. Давление смеси этих газов с нефтью различно: от 10-12 МПа для С02 до 40-50 МПа для азота.

Закачиваемый газ должен быть точно подобран для каждого отдельно взятого месторождения с его пластовыми условиями и свойствами нефти с целью обеспечения смешивающегося вытеснения. Стоимость закачиваемых газовых агентов достаточно высока, что обусловливает необходимость их регенерации, т.е. последующей добычи и очистки или применение в виде оторочек объемом от 5 до 50% объема пор, продвигаемых по пласту водой.

Тепловые методы. Применяют в качестве первичных с самого начала разработки на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество парафина с высокой температурой кристаллизации асфальтосмолистых веществ. Так как нефти таких месторождений малоподвижны, вследствие нарушений термодинамического равновесия в системе пласт-скважина в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне пласта отлагаются парафины и асфальтосмолистые вещества. В результате снижается проницаемость пласта. Дебиты скважин этих месторождений крайне низкие, а коэффициент нефтеотдачи пластов находится на уровне 0,1-0,3.

При тепловом воздействии на пласт отложения парафина и асфальтосмолистых веществ расплавляются в порах пласта, увеличивается смачиваемость пород и снижается поверхностное натяжение жидкости на границах раздела фаз, происходит тепловое расширение пород пласта и насыщающих их жидкостей и газов и перед теплоносителями появляется фронт горячих вод и пара. При температуре 100—150°С высоковязкие нефти становятся маловязкими и более извлекаемыми. Поэтому главная цель тепловых методов воздействия на пласты заключается в снижении вязкости нефти в пласте за счет ее нагрева.

Применяют следующие методы теплового воздействия на пласт:

  • • паротепловая обработка пласта;
  • • закачка горячей воды в продуктивные пласты;
  • • создание в пласте внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

Паротепловая обработка заключается в циклической закачке пара в призабойную зону и площадном его нагнетании в нефтяные пласты. При циклической обработке скважин в призабойную зону пласта в течение 10-12 суток закачивают до 1000 т перегретого пара, после чего скважину закрывают на 2-5 суток для расплавления отложений парафина и асфальтосмолистых веществ (АСВ) в поровом пространстве и для передачи тепла вглубь пласта. Затем эксплуатацию скважины возобновляют.

При площадной закачке пар подают в нагнетательную скважину: нефть, вытесняемая из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, направляется к добывающим скважинам. Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов достигаются за счет снижения вязкости нефти, растворения отложения солей в горячих конденсате и воде, расплавления отложений парафина и асфальтосмолистых веществ. Наилучшие результаты достигаются при температуре пара 200-2109С. Площадную закачку пара применяют на месторождениях с толщиной продуктивного пласта не более 15 м и глубиной его залегания не более 1000 м.

Метод закачки горячей воды в продуктивные пласты используют на ранней стадии разработки месторождений. Этот метод применяют на месторождениях с высоковязкой нефтью, содержащей парафин с большой температурой кристаллизации. Для закачки применяют горячую воду, температура которой выше температуры кристаллизации парафина. Нефть при этом вытесняется к добывающим скважинам. Метод предполагает также использование в ряде случаев и циклической закачки горячей воды.

Конечная нефтеотдача пластов за счет применения паротепловых методов может составить 35-45%.

Расход пара на 1 т добываемой нефти может изменяться в широких пределах: от 0,5-2,5 т при циклических обработках паром скважин, 2,5— 6,0 т, а иногда до 10-12 т при вытеснении паром.

При применении паротепловых методов в окружающую среду выбрасываются выхлопные газы от парогенераторов. Потери тепла по стволам скважины могут составить 20-25% при плохой изоляции и большой глубине.

Внутрипластовое горение - это технологически более сложный и трудно контролируемый процесс по сравнению с паровым методом. Сущность этого процесса заключается в образовании и перемещении по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в котором тепло образуется в результате экзотермической реакции между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом. Инициирование горения в пласте с низкой температурой осуществляется при разогреве призабойной зоны пласта (электронагревателями, горелками и др. способами) с одновременной закачкой в пласт окислителя, в качестве которого в большинстве случаев используют воздух. При высоких температурах пласта (Т > 90-100еС) возможно самовозгорание нефти при закачке воздуха. Последующая закачка окислителя (воздуха, кислорода) обеспечивает поддержание процесса горения, а также передвижение фронта горения по пласту. Механизм внутрипластового горения (ВГ) очень сложен и сопровождается также дистилляцией нефти, конвективным переносом тепла, объемным расширением нефти, образованием и растворением СО2, другими явлениями.

Процесс внутрипластового горения может быть «сухим», когда нагнетается только окислитель. Расход воздуха при этом процессе может достигать 3000-5000 м3 на 1 т добываемой нефти, а конечная нефтеотдача 30-40%. Важной и более эффективной модификацией процесса служит «влажное» внутрипластовое горение (ВВГ). Процесс заключается в том, что закачиваемая в однородный пласт вместе с воздухом вода, соприкасаясь с нагретой породой, испаряясь, увлекается потоком газа и переносит тепло в область впереди фронта горения.

Внутрипластовое горение негативно влияет на окружающую среду, так как при этом образуются выхлопные газы компрессоров, продукты окисления нефти в пласте (СО2, азот), добываемые вместе с нефтью, а также на геологическую среду, что обусловлено беспорядочным выжиганием нефтяного пласта.

Каждый метод повышения нефтеотдачи пластов имеет свою область эффективного применения, они могут в широких пределах дополнять или заменять друг друга, являясь конкурентоспособными для одних и тех же месторождений (рис. 3). Это позволяет охватить большую область различных по своим пластовым условиям месторождений.

В настоящее время из современных методов увеличения нефтеотдачи пластов только заводнение применяют в широких промышленных масштабах, а все остальные в ограниченных и опытных.

го о

?0,9

О

О

X

н

о

1

ПАВ

со2

Полимеры, щелочи

Пар

Горение

Рис. 3. Области применимости методов повышения нефтеотдачи пластов

0,8

Методы увеличения нефтеотдачи пластов с помощью закачки СО2 и мицеллярных растворов считаются перспективными способами добычи нефти из заводненных пластов, а тепловые методы служат единственными для вытеснения вязкой нефти. Но осуществление их на практике пока сопряжено с большими затратами средств, а главное - с отсутствием соответствующих материально-технических ресурсов: химических реагентов, оборудования и техники. Расход основных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов представлен в табл.З. При этом приходится иметь дело с рядом технических трудностей, с которыми не сталкивались при разработке нефтяных месторождений традиционными методами заводнения (взрывы, утечки и др.). Возможность образования и выделения токсичных газов, а также использование вредных химических, биологически стойких соединений при применении новых методов повышают опасность загрязнения окружающей среды и требуют дополнительных расходов на очистные сооружения и создание специальных изолированных технологических систем.

Таблица 3

Потребности в реагентах для методов увеличения нефтеотдачи пластов

Метод (основной рабочий агент)

Расход на 1 т добычи нефти

Заводнение (вода)

(ЙЬ?

Паротепловое воздействие

3-4 т

Внутрипластовое горение (воздух)

1000-3000 м^

Газовое воздействие (СО2)

1500-2500 м'3

Полимерное заводнение (полимеры)

0,005-0,01 т

Заводнение ПАВ, щелочью (ПАВ, щелочи)

н

о

т

•ч

О

Большие перспективы в повышении нефтеотдачи пластов связывают с использованием методов смешивающегося вытеснения нефти углеводородным газом и СО2, а в последние годы с дымовыми газами и азотом. Осуществление первого из этих методов требует высоких давлений 30-45 МПа для достижения условий смесимости, что ограничивает область их применения в глубокозалегающих залежах. Метод является энергоемким, связанным с природными и промышленными источниками, в силу использования в качестве агента углеводородного газа, сложных установок получения СО2, азота и затрат на работу сложного компрессорного хозяйства.

Промышленные предприятия, которые служат основным источником углекислого газа для метода вытеснения нефти СО2, располагаются, к сожалению, как правило, на больших расстояниях от разрабатываемых нефтяных месторождений, а содержание СО2 в выбрасываемых дымовых газах составляет 10-13%, за исключением производства аммония. Условия перекачки СО2 по трубопроводу требует давления выше критического (12-13 МПа), прочных толстостенных труб и соответствующих

дополнительных затрат металла. На перекачку 100 м3 СО2 под давлением 20 МПа расходуется примерно 0,008 м3 нефти или 0,016-0,03 м3 на 1 т добытой нефти. Месторождения природного СО2 редки и залегают на больших глубинах (более 3-4 км), а добыча его связана с бурением дорогостоящих глубоких скважин. А потенциальные потребности в СО2 исчисляются миллиардами кубических метров в год.

Метод вытеснения паром является энергоемким процессом с большим потреблением ресурсов. На получение 13-15тпара расходуется 1 т нефти при паро-нефтяных отношениях, изменяющихся от 3 до 8 т/т в зависимости от промышленных условий применения метода. Большие потери тепла в поверхностном оборудовании (5%) и особенно в скважине (15-20%) и в пласте ограничивают область применения метода в не-глубокозалегающих и достаточно толстых нефтяных пластах.

Метод внутрипластового горения связан с использованием больших объемов воздуха с капитальными вложениями, значительными затратами на обеспечение работы компрессорного хозяйства. Затраты энергии на компрессию воздуха могут составлять до 25% теплового эквивалента добываемой нефти.

Применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов требует расходов ПАВ, полимеров и щелочи от 0,01 до 0,1 т на 1 т нефти.

В общем, эффективность применения того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов зависит от геолого-физических, географических и внешних экономических условий (мировые цены на нефть, дефицитность необходимых ресурсов И Т.П.).

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>