Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор. Технологии добычи нефти и методы повышения КИН 10
1.1. Технологии добычи нефти 11
1.2. Эффективность применения МУН в нефтедобыче 15
1.3. Физико-химические свойства и области применения полимеров акрилового ряда 21
1.4. Обзор существующих полимеров для повышения нефтеотдачи пластов в России и мире 35
1.5. Применение технологий полимерного заводнения в России и мире 43
1.6. Возможности и ограничения технологии полимерного заводнения 49
1.7. Типы деструкции полимеров 60
Глава 2. Методы исследований и результаты 67
Глава 3. Методологическая основа технологии полимерного заводнения 73
3.1. Отбор пластов кандидатов 76
3.2. Требования к полимерам 77
3.3. Лабораторные исследования полимеров 80
3.4. Фильтрационные исследования на насыпных моделях и кернах 84
3.5. Анализ промысловых и технологических данных 88
Глава 4. Лабораторные и экспериментальные исследования 90
4.1. Исследование стабильности полимеров, содержащих разные уровни АТБС в жестком солевом растворе при разных температурах 92
4.2. Исследование стабильности полимеров с относительно низким содержанием АТБС в мягкой воде при 110C 101
Глава 5. Внедрение результатов по выбору полимерных реагентов на примерах промысловых испытаний 105
5.1. Внедрение авторских рекомендаций на месторождении Нуралы 105
5.2. Внедрение авторских рекомендаций на месторождении Каламкас 108
5.3. Внедрение авторских рекомендаций на месторождении Забурунье 111
Заключение 114
Сокращения и условные обозначения 116
Список литературы 118
- Эффективность применения МУН в нефтедобыче
- Возможности и ограничения технологии полимерного заводнения
- Лабораторные исследования полимеров
- Внедрение авторских рекомендаций на месторождении Каламкас
Эффективность применения МУН в нефтедобыче
Как показывает практика применения методов увеличения нефтеотдачи, физико-химические, гидродинамические и волновые МУН являются наиболее перспективными для залежей на заключительной стадии разработки.
Если говорить именно о заводнении, то дополнительные методы воздействия на пласт можно объединить в три группы [39]:
Группа 1 - увеличение значения параметра &выт (коэффициент вытеснения нефти) из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающей способности, нагнетаемой в пласт жидкости;
Группа 2 - увеличение значения параметра кохв. (коэффициент охвата залежи);
Группа 3 - методы комплексного воздействия на залежь, направленные как на увеличение коэффициента вытеснения нефти (выт), так и на охват залежи (кохв) воздействием нагнетаемой жидкости.
Объемы применения МУН ежегодно возрастают. Показательна динамика изменения мировой добычи нефти за их счет: в 1984 г. - 79,3 млн. т, в 2005 г. -208,6 млн. т. Наблюдается 2,5-кратный рост добычи нефти за два десятилетия только за счет применения МУН. При этом есть данные о структуре применяемых методов увеличения нефтедобычи: физико-химические - 3,3 %, газовые - 32 % и тепловые методы - 64,7 % [65, 100].
Применение методов увеличения нетфеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений позволило увеличить коэффициент извлечения до 45-50% (Канада, Норвегия, США), тогда как использование первичных методов (потенциал энергии пласта) - до 25 %, а вторичных (нагнетание воды и газа в пласт) - до 25-40%. Внедрение научно обоснованных технологий позволит увеличить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,35-1,4 раза, то есть до 60-65 млрд т, а среднее значение коэффициента извлечения к 2020 г. - до 35-50 % с возможностью дальнейшего роста [68, 103].
В старых нефтедобывающих регионах (России, Казахстана и др.), где огромное число месторождений, которые находятся на поздней стадии разработки, а проведение ГРР не обеспечивает воспроизводства минерально-сырьевой базы, наилучшим вариантом поддержания уровня добычи нефти является применение МУН с целью повышения КИН.
Рост трудноизвлекаемых запасов месторождений в России (рис. 2) в течение последних 40 лет сопровождается снижением среднего значения КИН.
Объемы трудноизвлекаемых запасов нефти от разведанных выросли с 60-х годов прошлого века до настоящего времени практически вдвое, при этом средняя величина КИН снизилась с 0,5 до 0,37.
Традиционно используемые технологии по заводнению в карбонатных коллекторских горизонтах с нефтями высокой вязкости давали возможность обеспечить конечную нефтеотдачу не более 25%, к настоящему времени новейшие технологические разработки позволяют довести нефтеотдачу до 40-45%. Следовательно, традиционное заводнение на месторождениях с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами и с аномальными нефтями малоэффективно [22]. Следовательно, актуальность разработки методов увеличения нефтеотдачи не вызывает сомнений. В связи с этим количество патентованных изобретений и научных публикаций по извлечению остаточной нефти неуклонно растет во всем мире. В принципе, модификации способов повышения нефтеотдачи пластов касаются всех известных классических и неклассических методов.
Четкая стратегия организации нефтедобычи, при которой увеличения КИН добиваются за счет применения ПАВ и полимерного заводнения на выработанных запасах и улучшения нефтевытесняющих свойств воды в результате площадного воздействия полифункциональными реагентами, и выбора оптимальной технологии повышения нефтеотдачи пластов может позволить добиться ожидаемого результата (табл. 1) [84]. В табл. 2 приведены российские проекты по применению МУН.
Среди наиболее применяемых технологий в новых проектах можно выделить закачку пара и горячей воды в пласт, различные модификации технологии паро-гравитационного дренирования, паро-циклические обработки скважин, в том числе горизонтальных. Кроме того, широко применяются технологии разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов, основанные на использовании тепловых методов (воздействие горячей водой -ВГВ и паротепловое воздействие - ПТВ).
Возрастающая доля трудноизвлекаемых запасов (в первую очередь, запасов, оставшихся после заводнения) предопределила внимание к физико-химическим методам увеличения нефтеотдачи. К данным методам относят технологии, в основе которых лежит закачка в пласт растворов ПАВ и полимеров, щелочей, геле- и осадкообразующих реагентов [80, 118, 128].
Рассмотрим основные физико-химические (химические) методы увеличения нефтедобычи.
1. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ.
Суть механизма заводнения водными растворами ПАВ сводится к возможности уменьшения поверхностного натяжения на границе «вода - нефть», увеличению подвижности нефти и в итоге улучшению вытеснения нефти нагнетаемой жидкостью. Благодаря улучшению смачиваемости породы водным раствором, он просачивается в поры, в которых находится нефть, равномернее движется по пласту и лучше ее вытесняет. Данный метод - наиболее технологически эффективный среди известных методов повышения нефтеотдачи пластов, но низкая стоимость нефти и высокая стоимость ПАВ ограничивает его с экономической точки зрения. Данный метод, как правило, используется с различными добавками, например, щелочью или каустической содой [79].
2. Вытеснение нефти растворами полимеров.
Важнейший фактор, который определил нефтеотдачу пластов - это соотношение вязкостей нагнетаемой жидкости и пластовой нефти. Благодаря добавлению в закачиваемую воду полимера (например, полиакриламида - ПАА) изменяется ее вязкость, улучшается соотношение вязкостей и частично выравниваются профили приемистости и нефтеотдачи [79], помимо этого, увеличивается коэффициент охвата, который важно учитывать при неоднородности и небольшой вязкости. Водные растворы на основе полимеров обладают повышенной вязкостью, что способствует процессу вытеснения не только нефти, но и связанной пластовой воды из пор породы. Полимеры, вступая во взаимодействие с каркасом пористой среды (соответственно, с породой и цементирующим веществом), вызывают адсорбцию молекул полимеров, выпадающих из раствора на поверхность пористой среды и перекрывающих каналы (или ухудшающих фильтрацию в них воды) [107].
Известно два направления использования полимерных растворов в технологиях увеличения нефтеотдачи [97, 110]:
в качестве реагентов, понижающих соотношение подвижностей воды и нефти (технология полимерного заводнения), увеличение охвата заводнением и коэффициента вытеснения;
в качестве сшитых полимерных систем, способных сшиваться и в пластовых условиях на глубине, и при обработке призабойной зоны с целью блокирования участков с повышенной проницаемостью.
3. Вытеснение нефти растворами щелочей.
Возможности и ограничения технологии полимерного заводнения
Технологии полимерного заводнения в нашей стране до недавнего времени внедрялись низкими темпами. Это связано с тем, что технологический процесс не был до конца проработан. Осуществив пробные испытания в 90-х гг. и получив отрицательный результат, компании не стали разбираться с проблемными моментами.
Выявленные проблемы имеют актуальность и сегодня:
присутствие в растворе свободных радикалов в результате действия редокс-системы, наличие Fe2+, H2S, О2 приводит к разрыву слабых связей в полимере, понижению ММ и, соответственно, уменьшению вязкостных характеристик полимерного раствора;
неравномерное и долгое смешивание раствора, с формированием огромного количества комков и рыбъих глаз при его закачке;
отсутствие должных фильтрационных и реологических исследований на конкретных залежах под полимерное заводнение [119, 120];
Ограниченное применение полимерного заводнения в России связано с отрицательным опытом на стадии ОПИ и полномасштабного внедрения:
Во-первых, требуется подбор реагентов для конкретных геологических условий.
Во-вторых - адаптация иностранного оборудования по смешению, подготовке, закачке реагента на промысле.
В-третьих - необходимость массового производства реагентов с заданными технико-экономическими параметрами, т.к. их потребность в промысловых условиях измеряется тоннами.
Анализ мирового опыта, накопленного с 70-х годов прошлого века до настоящего времени, показывает, что полимерное заводнение рекомендуется проводить, если нефтенасыщенность песчаного продуктивного пласта составляет более 30%, проницаемость нефтеносного пласта составляет более 10 мД, эффективная толщина пласта составляет более 3 м, а температура пласта составляет менее 120C-140C [102, 105, 110].
Чаще всего используются такие полимеры, как частично гидролизованные полиакриламиды (ЧГПАА) и ксантан. Распространённость использования в промысловых условиях полиакриламида (ПАА) объясняется тем, что затраты на его производство ниже, чем на производство ксантана [84].
На сегодняшний день технология полимерного заводнения существенно расширила свои возможности и доказывает свою эффективность в условиях [34]:
высоковязких нефтей;
высоких пластовых температур и повышенной минерализации вод;
коллекторов с низкой проницаемостью и высокой неоднородностью (табл. 13). Запасы нефти низкой и средней вязкости достаточно сильно уступают запасам высоковязкой нефти.
Тяжёлая нефть широко представлена в нефтяных бассейнах по всему миру, наибольшими запасами тяжелой нефти в региональном отношении обладают Южная (нефтяной пояс Ориноко) и Северная (провинция Альберта, Канада) Америка и страны Ближнего Востока. Данные о количестве запасов тяжёлой нефти по регионам представлены на рис. 10 [53].
Добыча тяжёлой нефти представляет большие трудности для нефтедобывающих компаний. Большая разница между вязкостью сырой нефти и вязкостью воды приводит к тому, что закачиваемая вода проходит сквозь нефтяной пласт по высокопроницаемому каналу, оставляя позади большое количество неохваченных нефтяных запасов. В результате этого, эффективность добычи тяжёлой нефти составляет менее 20% или даже 10% [90]. Наша страна обладает достаточными запасами высоковязких нефтей (включая битумы) в количестве, превышающем 6 млрд т. Одним из регионов, где запасы ВВН могут осваиваться с применением физико-химических МУН, является, например, Пермский край [55].
На месторождениях Пермского края, за разработку которых отвечает компания «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», доля объектов с высоковязкой нефтью составляет около 10 % (53 объекта). Две трети из них относятся к чернушинской и осинской группам месторождений. Эти объекты приурочены к средне- и высокопроницаемым терригенным (26 объектов) и карбонатным (27 объектов) коллекторам. Подробная характеристика объектов представлена в табл. 14.
В зависимости от показателей вязкости объекты с ВВН могут быть разделены на 3 группы [55]:
группа 1 - вязкость от 31 до 50 сП;
группа 2 - вязкость от 51 до 80 сП;
группа 3 - вязкость более 80 сП.
Проведение опытно-промышленных работ (ОПР) в итоге привело к необходимости проведения мероприятий по ВПП. Технологии по ВПП с применением геле- и осадкообразующих технологий уже использовались компанией «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и продемонстрировали свою состоятельность, в частности, на месторождениях ЦДНГ № 7 [64] (табл. 16).
Проведенные пилотные работы подтверждают эффективность обработок небольшими порциями полимерных растворов, нагнетаемых в пласт [13, 81]. Результаты и выводы относительно большеобъемных и малообъемных закачек относятся только лишь к конкретным участкам компании «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
Лабораторные исследования полимеров
Предварительным этапом опытных работ при внедрении методов повышения нефтеизвлечения пластов являются лабораторные исследования полимеров. Исследование или контроль перспективных для предполагаемого месторождения полимеров включает стандартные тесты: контроль вязкости раствора полимера методом UL-вискозиметрии, контроль растворимости в предлагаемых условиях на размер и количество нерастворившихся частиц, фильтрационное отношение.
Более специфические тесты проводятся на основе изучения конкретного пласта для оценки следующих параметров:
Термическая устойчивость в (анаэробных) условиях нефтяных коллекторов.
Химическая устойчивость и совместимость с поглотителями кислорода железокомплексообразующими агентами и пр.
Коэффициент просеивания.
Приемистость, адсорбция, коэффициент вытеснения.
Приготовление растворов
Измерение вязкости, фильтрационного отношения и тест на коэффициент просеивания следует проводить на подтоварной воде. Вначале растворяют полимер (концентрация 5000 или 10000 ррm по весу). Из этого раствора готовят рабочие растворы.
Раствор из полимерных порошков готовят перемешиванием на магнитной мешалке с максимально возможной скоростью. Порошок всыпается медленно в формирующуюся воронку воды, что помогает избежать слипания кристаллов. После раствор медленно перемешивается в течение полутора часов до полного растворения. Затем разбавляют до необходимой концентрации.
Измерение вязкости
После приготовления раствора полимера, измерение вязкости можно проводить, используя вискозиметр с низкой скоростью течения, такой как Brookfield LVT с UL-адаптером или Bohlin Gemini (рис. 17) с геометрией «конус-пластина», что более предпочтительно. В стандартной методике (SNF400A) измеряется вязкость 1000 ppm (1 г/л) раствора при 25С. Для оценки полимеров в специфических проектах можно измерять другие типы вязкости (например, вязкость как функцию концентрации, скорости сдвига при постоянной концентрации или температуры).
Коэффициент просеивания
Это измерение имеет отношение к вязкоупругой природе растворов полиакриламида и наиболее эффективно для больших полимерных молекул. Коэффициент просеивания измеряется просто и дает надежные данные для характеристики растворов полимеров. Он измеряется на скрин-вискозиметре, который имеет вверху небольшой резервуар для жидкости с рядом перегородок с известной пористостью (обычно используются три перегородки с пористостью 100 меш). Коэффициент просеивания (SF) определяется как отношение времен
Коэффициент просеивания необходим для качественного сравнения растворов различных полимеров. Он показывает, будет ли наблюдаться механическая деструкция полимера (сравниваются образцы полимера до или после введения их в процесс перемешивания).
Фильтрационное отношение
Тест на фильтрационное отношение проводится с целью проверки растворимости полимера путем определения наличия в растворе полимера агрегатов, которые могут образовывать закупорку. Измерительные цилиндры с электродами помещаются на дно герметичной емкости (2 бар), содержащей раствор полимера (при концентрации 1000 ppm и температуре 20С) для фильтрации (рис. 18). Время, необходимое для прохождения через 5-микронный мембранный фильтр, контролируется при помощи секундомера, соединенного с электродами, регистрирующими уровень жидкости в цилиндре. Раствор 1,0 г/л прокачивается через 5-микронный мембранный фильтр с перепадом давлений в 2 атмосферы. Измеряется скорость потока, которая должна оставаться постоянной в течение теста для растворов свободных от агрегатов.
Фильтрационное отношение или коэффициент фильтрации (FR) определяется как отношение разницы времени фильтрования 300 мл и 200 мл к разнице времени фильтрования 200 мл и 100 мл
Испытание на устойчивость к трем типам деструкции Полимеры промышленного производства согласно нормативной документации следует испытать в лабораторных условиях (с учетом полевых условий) методами, которые дают оценку их устойчивости к трем типам деструкции: механической, химической и термической. От устойчивости к деструкции будет зависеть эффективность применения полимеров в технологии увеличения охвата заводнением.
Подробно о типах деструкции и способах стабилизации растворов полимеров, а также соответствующих лабораторных исследованиях написано в Разделе 1.7.
Внедрение авторских рекомендаций на месторождении Каламкас
Выбор оптимального полимера
Вода для растворения полимера была синтезирована в лаборатории по анализу состава воды месторождения, приведенному в табл. 21.
В синтетическом водном растворе солей были приготовлены маточные растворы с концентрацией 10000 ppm. Затем при температуре 34С были проведены исследования по оценке вязкости как функции от концентрации полимера. Независимо от используемого полимера не было замечено образование комков или «рыбьих глаз», а также проблем при растворении. Регистрировали время растворения, кроме того, для проверки степени гидратации проводили исследования по фильтрации.
Согласно исследованиям, приведенным в Разделе 5.1., для температуры до 70С и высокой минерализации воды месторождения, близкой к подтоварной воде, выбран полимер FIN_105. Этот полимер позволяет получить высокую вязкость при 1500 ppm, которая могла бы стать хорошим целевым значением для данного параметра. Необходимая концентрация активного полимера определяется на основе экономических расчетов. Чем выше вязкость закаченного раствора (при вязкости нефти более 130 сП), тем выше эффективность.
Исследование полимера FIN_105
Чтобы проверить, соответствует ли предварительно выбранный полимерный состав FIN_105 (для месторождений Нуралы и Каламкас) требованиям по закачке, автором были проведены некоторые дополнительные исследования.
Был приготовлен маточный раствор полимера с концентрацией 10 000 ppm до разбавления и содержанием активных веществ 1 500 ppm. Характеристики полимера приведены в табл. 27.
Коэффициент фильтрации
Исследования по коэффициенту фильтрации проводили с целью проверки полимера (при концентрации 1500 ppm и 20С) в синтезированной воде по методике компании СНФ и необходимых приборов, описанной в Разделе 4.1.
Коэффициент фильтрации (FR) рассчитывался по формуле 2 (Раздел 3.3). Результат для FIN_105: FR= 1,17.
Значение коэффициента фильтрации ниже 1,5, что подтверждает хорошую растворимость FIN_105 в пластовой воде месторождения через 2 ч.
Зависимость вязкости от температуры
Был построен график зависимости вязкости FIN_105 от температуры. Исследования проводились на реометре Bohlin Gemini с конусной пластинкой 60 мм, 2 при 7с-1. Полученная кривая приведена на рис. 31.
Зависимость вязкости от скорости сдвига
Был построен график (рис. 32) зависимости величины вязкости от скорости сдвига при помощи конического реометра Bohlin Gemini (60мм и 2) при постоянной температуре 40С.
Представленный график показывает профиль полимера FIN_105 для скоростей сдвига от 0,1 до 100 с-1. Деструкции полимера в ходе лабораторных испытаний зарегистрировано не было. Полимер оправдал ожидания и оставался стабильным в течение всего периода исследования.