Химические методы увеличения нефтеотдачи

Рис. 22 Электрический двойной слой в пленке ведет к отталкиванию между поверхностями

Щелочное заводнение

Еще одним химическим методом увеличения нефтеотдачи является метод, суть которого заключается в закачке агента с высоким значением pH. Называется такой метод щелочное заводнение. На рисунке 23 отображен основной принцип действия данного метода. Особенностью данного метода, как и в полимерном и мицеллярно-полимерном заводнении, является предварительная промывка водой. И после этого закачивается непосредственно флюидовытесняющий химический реагент и буферная оторочка, которая в процессе своего движения обладает меняющейся подвижностью. При заводнении агентом, обладающим высоким значением pH поверхностно активные вещества образуются уже в пласте.

Высокое значение pH характеризуется высокими концентрациями анионов гидроокиси (ОН-). Найти pH идеального водного раствора можно следующим образом:

(17)

Единица измерения концентрации ионов водорода в данном случае в кг-моль/м³ воды. По мере увеличения концентрации ОН-, концентрация Н+ будет уменьшаться, и наоборот. Связано это с тем, что концентрации связаны через диссоциацию воды.

(18)

Что касается концентрации воды, то в водной фазе она почти всегда постоянна. Исходя из этого следует вывод, что существует лишь два способа ввода высокого pH в пласт:

1) добавление реагентов, которые избирательно связывают ионы водорода;

2) диссоциация гидроксилосодержащих видов.

В качестве химических реагентов, создающих среду с высоким значением pH, получили большое распространение ортосиликат и гидроокись натрия, а также карбонат натрия. В случае с гидроокисью натрия ОН образуется диссоциацией:

(19)

В двух других случаях создаются слабо диссоциирующие кислоты. Они в свою очередь способствуют удалению свободных ионов H+.

(20)

(21)

Стоит отметить, что реагенты с высоким значением рН намного дешевле в сравнении с применением ПАВ в мицеллярно-полимерном заводнении.

Рис. 23 Схематическое изображение процесса щелочного заводнения

Некоторые примеры применения химических методов увеличения нефтеотдачи

Озеро Пеликан (компании CNRL и Cenovus, Канада)

Месторождение «Озеро пеликан» (иногда называемое Brintnell), расположенное примерно в 250 км к северу от Эдмонтона, Альберта, Канада было открыто в 1978 году, эксплуатация была начата в 1980 году. Первоначальные геологические запасы нефти составляют около 6,5 млрд баррелей.

Формацией коллектора является песок Wabiskaw «А», который представляет из себя песчанный покров с грубыми частицами и восходящими направлением, интерпретируемый как часть проградирующей береговой линии в пределах формации Clearwater группы Upper Mannville нижнегомелового возраста. Коллектор состоит из рыхлых песков, в состав которых в основном входят кварц и кремень. Петрофизические свойства коллектора, как правило, являются отличными с показателями пористости 28-32%, проницаемость варьируется в пределах от 300 до более чем 5000 мД.

Пласт разрабатывается на режиме растворенного газа, но пластовое давление изначально низкое, а также газ растворяется в малых количествах (Rs=4-6 м³/м³), поэтому энергия в пласте невысокая. Поскольку нефть вязкая (от 800 до 80000 сП), начальное извлечение также низкое, от 5 до 10% от начальных геологических запасов. Кроме того, коллектор тонкий (от 1 до 9 м, в среднем 5 м). В результате этого первая (вертикальная) скважина, пробуренная в 1980-1981 гг. была экономически не рентабельной. Горизонтальные скважины достигли более высоких показателей дебита и изначально улучшили экономическую рентабельность, в результате чего всю залежь стали разрабатывать горизонтальными скважинами.

Тем не менее, коэффициент извлечения нефти для первичной добычи оставался низким даже после внедрения горизонтального бурения. Были испытаны тепловые методы, но они оказались неэффективными из-за малой толщины пласта, другие методы были также опробованы. После первого неудачного опыта полимерного заводнения в 1997 году, было опробовано закачивание воды. Этим методом удалось увеличить добычу нефти, но за счет высокой обводненности. В результате чего в 2005 году началось второе испытание нагнетания полимера.

Во второе испытание было включено пять горизонтальных скважин длиной 1400 м: три эксплуатационные скважины (14-34, 15-34 и 16-34), а также две нагнетательные скважины между ними (2/15-34 и 2/16-34) с шагом 175 м между скважинами. Скважины были пробурены в 1997-1999 гг. Вязкость в районе испытания варьировалась в диапазоне 1200 сП - 1800 сП.

Нагнетание полимеров началось в мае 2005 года с целевой вязкостью 20 сП (что соответствует начальной концентрации 600 частей на миллион), которая была уменьшена до 13 сП в конце августа 2005, а затем увеличена до 25 сП. Начальная скорость нагнетания составила 930 баррелей/сут/скв, но позже была уменьшена вследствие повышения давления на контуре.

Реакция произошла в феврале 2006 года в центральной эксплуатационной скважине, а в апреле и сентябре 2006 года соответственно в двух других эксплуатационных скважинах (рис. 24). Как видно из рисунков, показатели реакций были превосходными, дебит нефти увеличился более чем в десять раз. С другой стороны, обводненность увеличивалась медленно и постепенно во всех скважинах, особенно по сравнению с тем, что было испытано при недавнем закачивании воды, и показатель до сих пор остается в пределах 60-70% спустя 10 лет постоянного закачивания полимера.

После этого успеха, полимерное заводнение расширили на значительные участки месторождения, с применением сотен скважин под нагнетание полимеров. По оценкам операторов, полимерное заводнение увеличит КИН до 20-30% от начальных геологических запасов нефти, а лучшие кусты скважин достигнут показателей 38% от начальных геологических запасов.

Полимерное и АСП заводнение на месторождении Mooney Bluesky (BlackPearl, Канада)

Месторождение Муни расположено в северо-западной провинции Альберта в Канаде. Пластовой формацией является мелководная морская формация Bluesky (ранний мел), расположенная на глубине около 930 м.

Тонкий пласт-коллектор (толщиной до 5 м, средняя толщина 2,5 м) состоит из слабосцементированного песчаника прибрежной полосы с отличными характеристиками: средняя пористость 26% (колеблется от 23 до 31%), средняя проницаемость 3 Д, максимальное значение 10 Д. Нефть тяжелая (12-19 API), ее вязкость при пластовой температуре (29°С) варьируется в пределах от 300 до 1500 сП. Основные показатели пласта и соотношения давление-объем-температура представлены в таблице 2.

Залежь была открыта в 1986 году и введена в эксплуатацию вертикальными скважинами в 1987 году, но из-за ограниченной мощности пласта и высокой вязкости, производительность была низкой; кроме того, вода образовывалась даже когда контакт с флюидом не был виден на каротажах. Изначально залежь эксплуатировалась на режиме растворенного газа. Залежь была оставлена в 1997 году из-за низкого дебита и высокой обводненности.

Она была восстановлена в 2005 году за счет использования горизонтальных скважин, но даже несмотря на то, что уровень дебита был выше, чем при вертикальных скважинах, в скважинах вновь образовывалась вода с самого начала (это было обусловлено наличием подвижной воды в коллекторе. Отсутствие естественного режима пласта привело операторов к выводу, что первичное извлечение может быть очень низким (порядка 4% от начальных геологических запасов). Таким образом, закачивание воды - одна нагнетательная и две эксплуатационные скважины, все горизонтальные - было введено в качестве испытания в 2006 году, но прорыв воды был очень быстрым, и дебит нефти резко упал. Этот быстрый прорыв мог быть связан с наличием исходной подвижной воды или сильной неоднородностью - либо сочетанием обоих факторов.

Это привело операторов к решению рассмотреть полимерное заводнение как способ повышения эффективности вытеснения и снижения уровня обводненности. В испытание входили две нагнетательные скважины и три эксплуатационные, все горизонтальные (рис. 25); оно началось в ноябре 2008. Вязкость нефти в зоне испытания составляла приблизительно 300 сП. Одной из особенностей данного испытания являлось опробование трех различных расстояний между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. Введенная концентрация полимеров составляла примерно 1500 часть на миллион, и вязкость была в диапазоне 20-30 сП.

Полимерное заводнение оказалось способным увеличить добычу и поддерживать какой-то уровень в течение нескольких месяцев в двух скважинах, наиболее близких к нагнетательным скважинам, что являлось значительным превосходством по сравнению с закачиванием воды. Однако прорыв воды все-таки случился в течение 4 месяцев в закрытой скважине и в течение 6 месяцев в другой скважине обводненность резко возросла.

В целях дальнейшего увеличения нефтеизвлечения операторы инициировали заводнение АСП в другой части залежи. Выбранный химический препарат состоял из Na2 CO3 с концентрацией 1,5% масс., поверхностно-активного вещества с концентрацией 0,15% масс. и 2200 частей на миллион ассоциативного полимера. Из-за твердости пластовой и закачиваемой воды, требовалось смягчение воды. Это было сделано с помощью устройства обмена катионов слабой кислоты.

Введение АСП началось в сентябре 2011 года в 23 нагнетательные скважины. Производственные данные показаны на рисунке 25; ответная реакция на начало закачивания очевидна. Ответная реакция возникла вследствие заполнения коллектора, как предполагается увеличением добычи флюида. Воздействие химических веществ было трудно различить, было только небольшое снижение обводненности к концу 2013 года, затем обводненность вновь увеличилась, в то время как дебит нефти начал снижаться. В таких случаях как этот, когда АСП закачивается во вторичных условиях, трудно провести различие между воздействием полимеров и щелочи и ПАВ.

В 2016 году операторы решили приостановить закачивание в месторождение Муни, ссылаясь на высокие эксплуатационные расходы. В конце 2016 года, суммарная добыча нефти с участка составила 5,2 млн баррелей, что соответствует менее чем 9% от начальных геологических запасов; в это время было введено примерно 15% состава АСП. Очевидно, эти результаты значительно ниже того, что ожидалось от закачивания АСП, целью которого было 18% от начальных геологических запасов. В начале 2017 года компания решила возобновить проект, ссылаясь на увеличение цен на нефть.

Использование горизонтальных скважин в сочетании с полимерами позволило увеличить нефтеизвлечение и добычу на тех месторождениях тяжелых нефтей, где вязкость давно уже была признана вне применения. Как показано в таблице 1, в настоящее время существует несколько текущих крупномасштабных проектов.

Эти результаты подтверждают потенциал полимерного закачивания в месторождениях тяжелой нефти с применением горизонтальных скважин. С другой стороны, эффективность АСП пока еще не была доказана в промысловых условиях для высоковязких нефтей; учитывая объемы нефти, которые не могут быть извлечены даже полимерами, АСП представляет собой очень важную, хотя и сложную, цель.

Рис. 24 Испытание полимерного заводнения, скважина 00/15-34-081-22W4, дебит и обводненность

Рис. 25 Эксплуатационные данные для участка применения АСП на месторождении Муни

Таблица 1

Таблица 2

Заключение

Таким образом, мы рассмотрели химические методы увеличения нефтеотдачи, связанные с добавлением химических добавок и методы увеличения нефтеотдачи в общем. В химических методах, как мы отмечали, традиционно использую поверхностно-активные вещества, которые снижают межфазное натяжение на границе «нефть - вода» и позволяют добывать дополнительную нефть. Полимерные добавки увеличивают вязкость водной фазы и охват пласта. Сейчас очень активно разрабатываются технологии добавления наночастиц в водную фазу вместе с полимерами. Это позволяет существенно повысить коэффициент нефтеизвлечения. Основная проблема применения химических методов увеличения нефтеотдачи связана со стоимостью реагентов и максимальным пределом активности, то есть мы можем повысить коэффициент извлечения нефти на 5-10%. Как инженерные решения способствуют решению данной проблемы мы рассмотрели в главах выше. Однако, повышение извлечения нефти на 5-10% в условиях реалий оставляет желать лучших показателей, и ученые со всех стран всячески пытаются не только улучшить уже используемые методы увеличения нефтеотдачи, а также придумать координально новые.

Список использованных источников

1. Larry W. Lake, Russell Johns, Bill Rossen and Gary Pope «Fundamentals of Enhanced Oil Recovery», изд-во: Society of Petroleum Engineers, 2014. 499 с.

2. Р.Х. Муслимов «Методическое пособие по проектированию и оценке технико-экономической эффективности методов повышения нефтеотдачи. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2010. 144 с.

3. Р.Х. Муслимов, М.Х. Салахов, Р.К. Сабиров, Р.Х. Халимов, Н.С. Гатиятуллин, Т.В. Гилязова, Г.В. Стинский, А.Н. Шакиров, Р.С. Хисамов «Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений»: Материалы научно-практической конференции. Казань: Изд-во «Слово», 2017. 320 с.

4. https://sk.ru/news/b/press/archive/2018/03/21/metody-uvelicheniya-nefteotdachi.aspx (Дата обращения - 4/27/2019).

5. https://www.bestreferat.ru/referat-239836.html (Дата обращения - 5/01/2019).

Размещено на Allbest.ru