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

шаблоном, и разработчику приходится модифицировать системы.

Расположение скважин для нагнетания воды имеет важное значение при выборе шаблона. Скорость нагнетания воды зависит от эффективной проницаемости, вязкости воды и нефти, размера зерна, состава песка, эффективного радиуса скважины, давления в коллекторе и приложенного давления воды. В зависимости от этих факторов определяется число и расположение скважин, которые нужно пробурить.

Иногда проводят пилотные заводнения. Эти заводнения позволяют оценить эксплуатационные технологии и заранее показывают, насколько широко распространится заводнение и будет ли предложенная конфигурация (шаблон) расположения скважин лучшим вариантом. При экстенсивном характере заводнения периметры участков заводнения скважин учитываются как непроницаемые границы. Однако при пилотном заводнении демонстрируется только один или два вида расположения скважин в пределах коллектора. Поэтому добыча в этом случае будет безусловно иной, но разработчик получит шанс оценить потенциальные возможности заводнения.

Подготовка воды

Как мы выяснили, вода - одна из наиболее важных составляющих в процессе заводнения. Раньше разработчики учитывали только количество, но не качество воды. В настоящее время разработчики месторождений знают, что плохая подготовка воды может нанести проекту заводнения столько же вреда, как и любой другой фактор.

После того как источник воды выбран, разработчик проводит ее анализ, чтобы узнать следующее:

• совместимость с водой коллектора;

• наиболее подходящий способ нагнетания воды;

• вид обработки, необходимый для получения воды, приемлемой для данного коллектора и вызывающей минимальную коррозию оборудования.

Такой анализ следует проводить периодически, чтобы обнаружить наличие трех нежелательных примесей: растворенных газов, минералов и бактерий.

Одно из главных затруднений, связанных с минералами, - осаждение. Когда минералы осаждаются из раствора, они перекрывают поры в породе и уменьшают таким образом пористость пласта. Во избежание такого процесса в воду добавляют изолирующие или хелатирую-щие агенты.

«Изолирующие» агенты - значит отделяющие, «хела-тирующие» - это молекулы, которые присоединяются к центральному атому металла по двум центрам, образуя таким образом гетероцикл. Другими словами, изолирующий агент отделяет катион металла от аниона посредством хелатообразования, что решает проблему осаждения.

К воде часто добавляют ингибиторы коррозии. Это химикаты, регулирующие коррозионные взаимодействия металлического сплава с водой. Преимущество их использования заключается в том, что трубы и насосно-компрессорная колонна не изнашиваются так быстро и могут поддерживаться высокие скорости добычи.

Остаточная нефть после заводнения

Вся ли нефть вымывается из коллектора после его заводнения? К сожалению, нет. Большая ее часть остается и не может быть извлечена одной только водой. Инженеры могут определить ее количество, используя анализ кернов или изучая результаты восприимчивости к заводнению на представительных образцах породы коллектора. В каждом из опытов оценивается количество остаточной нефти. Если разработчик находит, что под землей есть еще значительно количество пригодных для добычи углеводородов, он может прибегнуть к третьей стадии - добыче нефти третичными методами, или повышению нефтеотдачи пластов.

Третичные методы добычи, или повышение нефтеотдачи пластов

После того как вся нефть, которую можно было извлечь из скважины первичными и вторичными методами, была извлечена, разработчик может принять решение использовать третичные методы добычи - повышение нефтеотдачи пластов. Эти методы являются очень дорогостоящими, и многие из них все еще находятся на стадии эксперимента. Однако они увеличивают добычу из нефтяных скважин и в будущем могут стать более экономичными, если цена за баррель сырой нефти значительно возрастет.

Перспективные методы повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) подразделяются на три основные категории: нагнетание в пласт химических растворов, нагнетание смешивающихся с нефтью жидкостей и добыча тепловыми методами. В пределах этих общих методов экономически оправданными считаются шесть различных технологий: нагнетание в пласт растворов полимеров, нагнетание растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), нагнетание щелочей, нагнетание СО2, подача пара и воспламенение пластовых флюидов. Рассмотрим эти методы ПНП и подробнее узнаем о том, как они действуют.

Нагнетание в пласт химических растворов

Химические методы - это нагнетание в пласт растворов полимеров, ПАВ (мицеллярных полимеров, микроэмульсий) и щелочных растворов. Во всех этих процессах к воде добавляются химические агенты, чтобы придать пластовым флюидам такие свойства или создать такие условия на границе раздела фаз, которые будут более благоприятны для нефтеотдачи. Широко применяют три методики: нагнетание в пласт растворов полимеров, растворов ПАВ и растворов щелочей.

Обычная методика заводнения часто может быть улучшена посредством добавления в воду полимеров, что сни-

ф Нефтяная зона (5) Раствор полимера

(D Вытесняющий поток воды

Рис. 14.3. Нагнетание раствора полимера (по оригинальным рисункам Joe R. Lindley, министерство энергетики США, предоставлено Национальным советом США по нефти)

жает соотношение подвижностей закачиваемой и пластовой жидкостей (рис. 14.3). Другими словами, полимер облегчает перемещение углеводородов в пласте. Данный метод обычно применяется на коллекторах, продуктивность которых распространяется на большие территории, поскольку раствор полимера охватывает значительную часть коллектора, а не только воду.

Поверхностно-активные вещества, или детергенты, также могут добавляться к воде. Они уменьшают действие сил, удерживающих нефть в порах горной породы. Порция ПАВ вытесняет значительную часть нефти из коллектора, образуя водно-нефтяной вал, который движется впереди ПАВ. За порцией ПАВ следует фронт воды, содержащей растворенный полимер. Полимер улучшает эф-

Установка для разделения полученных жидкостей

(нефти, газа, воды) и складские резервуары :

Щелочной раствор с установки

для смешения

Нагнетательная скважина

ф Зона остаточной нефти (5) Предварительная промывка умягченной водой

© Щелочной раствор

@ Раствор полимера

(5) Вытесняющий поток воды

Рис. 14.4. Нагнетание щелочного раствора (по оригинальным рисункам Joe R. Lindley, министерство энергетики США, предоставлено Национальным советом США по нефти)

фективность подчистки и помогает удалить максимально возможное количество нефти из пор. За порцией раствора полимера следует порция простой воды. Данную операцию можно повторять до тех пор, пока коллектор не будет в достаточной степени очищен.

Для нагнетания щелочных растворов используют водные растворы неорганических щелочей, таких как гидр-оксид натрия, карбонат натрия или ортосиликаты натрия. Это повышает нефтеотдачу за счет снижения межфазного натяжения, изменения смачиваемости или спонтанного эмульгирования (рис. 14.4). Такой процесс дешевле, чем нагнетание ПАВ, однако возможное увеличение нефтеотдачи в этом случае ниже.

Нагнетание смешивающихся с нефтью жидкостей

В качестве смешивающихся с нефтью растворителей для повышения нефтеотдачи обычно используют диоксид углерода, азот или углеводороды. Некоторые виды такого заводнения применяются с 1950-х годов.

Хотя нагнетание СО2 - относительно новая методика, ожидается, что в будущем она внесет наибольший вклад в методы повышения нефтеотдачи (при помощи смешивающихся с нефтью жидкостей) (рис. 14.5). Диоксид углерода является мощным двигателем для перемещения нефти. Исходный СО2 не смешивается с нефтью.

ф Зона остаточной нефти (3) Зона СО2 и воды

(2) Нефтяной вал/фронт смешения ® Вытесняющий поток воды

Рис. 14.5. Нагнетание СО2 (по оригинальным рисункам Joe R. Lindley, министерство энергетики США, предоставлено Национальным советом США по нефти)