Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 [ 22 ] 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Рис. 3.4. Технологическая схема закачки нефтяного газа:

/ - продукция нефтяных скважнн; и - газ в нагнетательные скважины; / - газ на местное потребление; /V -нефть потребителю; V -вода; / - сепаратор высокого давления; 2 - газоочиститель (от увлеченной воды и механических примесей); 3 - компрессор высокого давления (компрессорная станция); <( -установка комплексной подготовки нефтн; 5 - отбензнннвающая установка (газобензнновын завод); 6 - компрессор низкого давления

вом промысле, как и для магистрального транспорта. На Бит-ковском месторождении осуществлялся естественный перепуск газа из нижележащей эоценовой газоконденсагной 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 оценивают по формуле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефтн, газа и воды, приведенных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газонагнетательных 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 эффективность процесса вытеснения и увеличивают энергетические затраты. 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 нагнетаемого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят циклическую 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 экспериментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффициент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте свободного 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%). Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10- 30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим

причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).

Газовые методы реализованы в СССР на Битковском (сухой газ при отсутствии смесимости, газоводяное воздействие при давлениях 18-20 МПа), Журавлевско-Степановском (газоводяное воздействие), Озек-Суатском (газ высокого давления при 30-35 МПа), Ромашкинском (обогащенный газ) и Ключевом (смесь нефтяного газа и сжиженного нефтяного газа) месторождениях.

§ 3.5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных Пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих 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-10 при оптимальном массовом содержании 0,05-0,1 % обеспечивают снижение поверхностного натяжения от 35-45 до 7-8 мН/м, увеличение угла смачивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8-10 раз. Однако такие растворы способны обеспечит повышение нефтеотдачи не более чем на 2-5%. Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономическая 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. Технология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе размещения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ разработана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в ос-

новном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцентрированных (0,05-0,5 %) и высококонцентрированных (1- 5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяжения до 0,01-0,05 мН/м.

Метод полимерного заводнения основан на способности раствора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивления) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. С 70-х годов метод испы-тывался на нескольких месторождениях. Наиболее представительны опыты, проводимые на Орлянском и Арланском месторождениях. 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 (Применении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой температуре). На Орлянском месторождении раствор из него концентрации 0,6-0,7 % получали рециркуляцией насосами, а дозированную подачу в водовод вели плунжерными насосами. Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного сочетания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кислотами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчивые эмульсии и выделяются осадки. Испытание метода начато в 70-х годах на некоторых месторождениях, например на Трех-озерном. Для приготовления щелочных растворов могут использоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) МагСОз, гидроксид аммония (аммиак) NH4OH, силикат натрия (растворимое стекло) Ма2510з. Наиболее активные из них первый и последний (силикатно-щелочное заводнение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1-0,25 объема пор с концентрацией 0,05-0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодействии силиката натрия и хлористого кальция СаС образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция 136

CaSiOs, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Будущее метода связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.

Механизм повышения нефтеотдачи при вытеснении нефти серной кислотой (сернокислотное заводнение) заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В результате снижается водопроницаемость промытых зон, повышается охват пласта заводнением и снижается межфазное натяжение (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 концентрацией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 % (сернокислотный отход производства высокооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15 % норового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают емкости (500-2000 м) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30-70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО2) и мицеллярными растворами.

Исследования применения диоксида углерода начаты в начале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких месторождениях. 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 флюидах, 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 нескольких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95). Однако применение СО2 как любого маловязкого агента сопровождается значительным снижением коэффициента охвата (на 5-15%), из-за чего увеличение коэффициента нефтеотдачи может составлять лишь 7-12 %.

Источниками получения СО2 могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании природного газа получается в 6-И раз больший объем продуктов сгорания.

Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном (лучше при давлении полной смесимости около 10-30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций СО2 и воды приблизительно 0,25-1, а также в растворенном состоянии в виде карбонизированной воды концентрацией3-5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10-15%). Оптимальный объем оторочки СО2 составляет 0,2-0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СО2 с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов СО2 предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.

Для внедрения метода необходимо решить проблемы транспорта жидкого СО2, распределения его по скважинам, утилизации СО2 и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.

Из всех известных методов закачка СО2 наиболее универсальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного СО2, так как потребности в нем (1000- 2000 мЗ на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник СО2 экономически рентабелен.

Мицеллярный раствор - это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтераствори-мого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бутиловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе практически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным дан-138

ным, коэффициент нефтевытеснения При мицеллярном Завод-пении составляет 80-98 %.

Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочкн (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20-50 7о от объема пор) или высококоицен-трированного (5-15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30-60 % от объема пор) из полимерного 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 мицеллярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку добавляют спирт концентрации, равной его концентрации в мицеллярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрированными, содержащими до 50-70 % углеводородов, до 8-10 % сульфонатов, до 2-3 % стабилизатора, и малоконцентрированными водными, содержащими углеводородов менее 5%, сульфонатов 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 через фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдерживаться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.

Потенциальные масштабы применения метода очень большие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефте-насыщенностью 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 гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыще-