Томский политехнический университет Кафедра геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений
реклама
Томский политехнический университет Кафедра геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений --------------------------------------------------------------------------------------------------------- Методы и технологии повышения производительности скважин Лектор: Савиных Юрий Валентинович доктор химических наук профессор ЛЕКЦИЯ 1. Топливно-энергетический баланс России Нефть Газ Уголь Атомная энергия Гидроэнергия Возобновляемы е источники 2010 г. 21% 54% 14% 2030 г. 31-32% 44-45% 12-14% 6% 5% 0,5% 2-3% Должна быть осмысленная структурная перестройка Энергетическую стратегию надо уточнять через каждые 4-5 лет Структура текущих извлекаемых запасов в России Состояние добычи и запасов жидких УВ ведущих нефтедобывающих стран мира ЛЕКЦИЯ 2. Понятие о месторождении Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами. Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки, доломиты, граниты. Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланец и др. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек, наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки: Состав нефти В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой - СnH2n+2 наблюдается зависимость – чем больше в нефти парафина, тем меньше в его составе смол и асфальтенов, чем больше геологический возраст нефти. Содержание – 40-70% нафтеновые – СnН2n высокое содержание циклоалканов во всех фракциях нефти, парафинов мало, количество смол и асфальтенов невелико. Содержание 25-70% ароматические – СnH2n-6 Нефти с высоким содержанием ароматических соединений характеризуются высокой плотностью. Содержание 10-20% смолисто-асфальтовые компоненты Высокомолекулярные компоненты увеличивающие вязкость нефти. Содержание 10-50% Преобладают углеводороды метанового ряда. Классификация по составу По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы: малосмолистые - содержание смол не более 18% смолистые высокосмолистые - содержание смол от 18 до 35% - содержание смол более 35% По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: беспарафинистые - содержание парафина до 1% слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2% парафинистые - содержание парафина более 2% Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность ЛЕКЦИЯ 3. Физико-химические свойства нефти Плотность О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Плотность нефти варьируется от кг/м3 имеют газовые конденсаты). 730 до 980-1050 кг/м3 (плотность менее 800 По плотности нефти делятся на 3 группы Физико-химические свойства нефти Вязкость Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости. За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек. Размерность динамической вязкости: [µ]=Па·с. (Паскаль·секунда). Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Классификация 5< µ<10 мПА*с - маловязкие 10< µ> нефтей по динамической вязкости: µ<30 мПА*с - средневязкие 30 мПА*с - высоковязкие ЛЕКЦИЯ 4. Физико-химические свойства пластовых нефтей Плотность и вязкость пластовой нефти Плотность пластовой нефти обычно в 1,2—1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 300—400 г/см3. Её максимальные значения в пластовых условиях могут достигать 1000 кг/м3. По плотности пластовые нефти делятся на: — легкие с плотностью менее 650 кг/м3; — тяжелые с плотностью более 650 кг/м3. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые—низким Вязкость пластовой нефти н, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. По величине вязкости различают нефти незначительной вязкостью — н< 1 мПа*с; маловязкие — 1< н 5 мПа*с; с повышенной вязкостью—5< н 25 мПа*с; высоковязкие— н> 25 мПа*с. Изменение свойств пластовых нефтей при сепарации ЛЕКЦИЯ 5. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%. Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16– 17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных Цели применения МУН Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно. Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений. В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования реинвестиций весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа. На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил. На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными. В пласте сохраняется «остаточная нефть» На третьем этапе для доотмыва «остаточной нефти» применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) Классификация МУН Чаще всего рассматривают методы увеличения нефтеотдачи по классификации, основанной на физической характеристике основного вытесняющего агента и с позиции выделения комбинированных, как особых методов с протекающими сложными пластовыми процессами. Физико-химические методы воздействия отнесены к технологиям, основанным на закачке воды, так как базируются на закачке воды низкой солености и изменении смачиваемости породы. В настоящее время комбинированные технологии широко исследуются и находят все большее применение. ЛЕКЦИЯ 6. Физические методы увеличения дебита скважин Отдельно следует сказать о физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование МУН характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. К наиболее часто применяемым физическим методам относятся: • гидроразрыв пласта; • горизонтальные скважины; • электромагнитное воздействие; • волновое воздействие на пласт; • другие аналогичные методы. Интенсификация притока в забой скважины Призабойная зона скважины (ПЗС) подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессеэтого ее разработки. Вследствие происходит отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смол, асфальтенов, парафина, солей и т.д. Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость ПЗС ухудшена вследствие отложения солей, которые можно растворить в различных химических реагентах Основными типами солей, забивающих поры ПЗС являются: СaCO3 известняк CaMg (CO3)2 доломит SiO2 H4Al2Si2O3 песчаник каолин Метод их удаления –кислотная обработка ПЗС с использованием кислот: НСI соляной СН3СООН уксусной HCI+HF смесь соляной и плавиковой (глинокислота) NH2SO3H сульфаминовая Термохимические методы воздействия на ПЗС Термохимические методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка, термокислотная обработка. Термокислотная обработка сочетает тепловое и химическое воздействие на ПЗС. Mg + HCl = MgCl2 + H2 + тепло ЛЕКЦИЯ 7. Химические МУН Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. К химическим МУН относятся: 1. Методы, направленные на снижение поверхностного натяжения на границе нефть-вода Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода-порода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Вытеснение нефти мицеллярными растворами. Межфазное натяжение между мицеллярным раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. Микробиологическое воздействие – это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. 2. Методы, направленные на повышения охвата пласта Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Полимер-дисперсные системы. Сущность воздействия ПДС заключается в повышении фильтрационного сопротивления высокообводненных промытых интервалов путём последовательного нагнетания в пласт слабо концентрированного полимерного раствора и глинистой суспензии Силикатно-щелочное заводнение. Для силикатно-щелочного заводнения, используются растворы силиката натрия и растворы хлористого кальция, образующего при реакции с силикатом натрия объемистый осадок силиката кальция, малорастворимого в воде. Гелеобразующие системы - водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических продуктов. ЛЕКЦИЯ 8. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела «жидкость — воздух», «жидкость — твердое тело», «нефть — вода». Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой. Основной особенность ПАВ является способность снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода, нефть-порода, водапорода Строение ПАВ Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп. Наиболее важные классы ионогенных ПАВ Анионактивные вещества: · соли карбоновых кислот (мыла) RCOO-Me + · алкилсульфаты — соли алкилсерных кислот ROSO2O-Me+ · алкилсульфонаты — соли алкилсульфоновых кислот RSO2O-Me+ · алкиларилсульфонаты — соли алкилароматических сульфокислот RArSO2O-Me+ · вещества, содержащие другие типы анионных гидрофильных групп: фосфаты—соли неполных эфиров фосфорной кислоты; тиосульфаты —соли тиосульфокислот; другие вещества. Катионактивные вещества: · соли первичных, вторичных и третичных алифатических [RNH3]+Х- и ароматических [ArNH3]+X- аминов, а также соли аминов, содержащих гетероциклический атом азота, например: · соли четырехзамещенных аммониевых оснований [RN4]+Х Наиболее важные классы неионогенных ПАВ Неионогенные вещества обычно классифицируют по типу связи между гидрофобной частью молекулы и оксиэтиленовой группой (гидрофильной частью) –оксиэтилированные алкилфенолы R-C6H6-O-CH2-CH2-O-….. ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12 · оксиэтилированные жирные кислоты RCOO(СH2CH2O)nH (сложноэфирная связь); · оксиэтилированные жирные спирты RO(CH2CH2O)nH (простая эфирная связь); · продукты оксиэтилирования других соединений с подвижным атомом водорода — аминов, амидов, меркаптанов и др. В приведенных формулах: R — длинный углеводородный радикал (обычно С12— С18); R', R", R'''—алкилы с короткой цепью, арилы или арилалкилы; Аг — бензольное кольцо; Х — неорганический анион (С1-, Вг- и др.); п — среднее число оксиэтильных групп в молекуле неионного ПАВ. ЛЕКЦИЯ 9. Пенные технологии В качестве пенообразователя в рассматриваемых опытах использовались ионогенные ПАВ: сульфонат натрия и алкилсульфонат натрия. Пена может быть получена на поверхности, либо сформирована в пластовых условиях путем создания оторочки из раствора ПАВ и последующего его вытеснения газом. Теоретические и лабораторные исследования показали перспективность использования пен в качестве рабочего агента при вытеснении нефти из пористой среды. Эта перспектива определяется следующими двумя факторами. Во-первых, для получения пены расходуется всего от 0,2 до 1% пенообразующих ПАВ, сравнительно доступных и менее дорогостоящих. Во-вторых, важным свойством пены является то, что ее кажущаяся вязкость зависит от коэффициента проницаемости пористой среды. Чем выше проницаемость пласта, тем выше кажущаяся вязкость фильтрующейся пены. Благодаря этому свойству пены, при закачке ее в пласт будет происходить увеличение охвата залежи не только за счет сближения вязкостей нефти и вытесняющего агента, но и за счет уменьшения степени неоднородности пласта по подвижности нефти. Установлено, что применение пенных систем тем эффективнее, чем выше неоднородность пласта по проницаемости и соотношение вязкостей нефти и обычной вытесняющей жидкости (воды). Увеличение нефтеотдачи при этом происходит только за счет улучшения охвата пласта рабочим агентом, коэффициент вытеснения остается без изменения. В условиях однородного пласта закачка пены, как показывают опыты, не приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи. Полимерное заводнение Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Основное свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением Полимеры вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерные растворы обладают также вязкопластичными свойствами, или так называемыми неньютоновскими свойствами, то есть обладают начальным градиентом сдвига. В неоднородных средах это ведет к тому, что часть пор меньше определенного размера, будет отключена из фильтрации при одних и тех же давлениях нагнетания. А это означает снижение охвата пласта. В целом указанные факторы снижают приемистость нагнетательных скважин. Для поддержания достигнутых темпов разработки требуется повышение давления нагнетания. Однако повышение давления нагнетания может вести к созданию трещин или расслоению пласта, что может сводить на нет положительные результаты растворов полимера ЛЕКЦИЯ 10. Полидисперсные системы Одним из достаточно удачных решений задачи ограничения движения пластовых вод в промытых пропластках неоднородного пласта является метод закачки в обводненные пропластки полидисперсных систем. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры с флокулирующими свойствами и дисперсные частицы глины. Путем выбора концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции), в результате чего образуются глино-полимерные комплексы с новыми физическими свойствами, устойчивыми к размыву потоком. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины и породы пласта, поступающие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породе и находящимися во взвешенном состоянии. Оптимальная концентрация полимерного раствора для терригенных пород, обеспечивающая создание ПДС составляет 0,05— 0,08% по массе. Подвижность воды после обработки полимердисперсной системой снижается в 2—4 раза по сравнению с закачкой только раствора полимера Органические гели Технология увеличения нефтеотдачи высоко неоднородных пластов путем регулирования фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта основана на заводнениии термообратимыми полимерными гелями простых эфиров целлюлозы. Технологическое название технологии - МЕТКА Фактором, вызывающим гелеобразование, является тепловая энергия пласта или закачиваемого теплоносителя. Растворы полимеров способны образовывать гели непосредственно в пласте: при низких температурах растворы маловязкие, при высоких – превращаются в гели. Температуру и время гелеобразования в интервале от 30 до 120 оС можно регулировать неорганическими и органическими добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия – температуру и минерализацию воды. Опытно-промышленные испытания технологий с применением термообратимых гелей на месторождениях Западной Сибири показали, что через 2-3 месяца после закачки добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательными, реагируют снижением объемов добываемой воды и увеличением дебитов по нефти . Эффективность технологии в среднем 1300 тонн дополнительно добытой нефти на скважино-обработку. ЛЕКЦИЯ 11. Тепловые МУН Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. Соотношение масштабов и эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи на 1990 г. (СССР) Соотношение маштабов и эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи (США) Третичные МУН, к которым относят тепловые и газовые методы вытеснения нефти, методы химического воздействия на пласт, а также микробиологические МУН, к сожалению, применяются в небольших масштабах. По нашим оценкам, добыча за счет их применения не превышает 1 млн твг, что составляет всего порядка 0,2% от суммарной добычи в России. Для примера — в США за последние 20 лет произошли большие перемены в практике применения таких МУН. Так, резко, практически до нуля, упало число проектов с химическими МУН, в три раза снизилось количество проектов, основой которых являются тепловые методы, но при этом увеличилось применение газовых МУН (табл. 1). Несмотря на снижение суммарного количества проектов с третичными МУН в США к 2008 году более чем в 2,5 раза в сравнении с 1986 годом, там до сих пор реализуются почти две сотни таких проектов (тогда как в России их менее двух десятков), и добыча за счет них стабильно превышает 30 млн твг (см. табл. 2). Особо следует отметить, что если количественно применение третичных МУН в США за последние два десятилетия упало существенно, то объемы добытой в таких проектах нефти сохранились. Следовательно, эффективность применяемых технологий ПНП за этот период времени значительно выросла.
