| Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях | |
| Автор: student | Категория: Технические науки | Просмотров: 3521 | Комментирии: 0 | 24-02-2014 21:20 |
Условия успешного применения методов.
Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
Все известные методы увеличения нефтеотдачи пластов сложные и дорогие. При разработке нефтяных месторождений новыми методами в пластах происходят сложнейшие процессы и явления - адсорбция и десорбция химических реагентов, разрушение структуры растворов и сложных молекул, фазовые переходы, массоперенос, диффузия, дистилляция и окисление нефти, кондуктивный и конвективный перенос теплоты, диссипация, химические реакции и превращения веществ, отложение солей, инверсия смачиваемости, капиллярные процессы и поверхностные явления, диссоциация пород, гравитация и другие, которые пока очень слабо изучены и требуют специальных фундаментальных исследований. Эти процессы и явления определяют особенности механизма извлечения нефти и эффективности достигаемых показателей методов увеличения нефтеотдачи пластов. Как показывает практика опытно-промышленных испытаний, разработка месторождений известными методами увеличения нефтеотдачи пластов в 7-10 раз дороже, чем при заводнении. Поэтому успешное применение метода увеличения нефтеотдачи пластов возможно только при научно обоснованном проекте (схеме), в котором установлена оптимальная технология процесса (система), и строгом ее соблюдении.
Для проектирования оптимальной технологии (системы) применения метода увеличения нефтеотдачи пластов требуется следующее.
Детальные знания строения и состояния месторождений, изменение коллекторских свойств пластов, макро - и микронеоднородности, достоверное распределение текущей нефтеводогазонасыщенности пластов по всему объему залежей.
Правильные представления о механизме и технологии процесса на основе лабораторного изучения его характеристик и эффективности при пластовых условиях (керн, жидкости, давление, температура).
Опытно-промышленные испытания метода - изучение эффективности в различных геолого-физических условиях и технологии на месторождениях.
Математическое моделирование процесса - развитие численных методов и проектирования, адекватно отражающих разработку месторождений.
Только при этих условиях можно составить эффективную технологическую схему (проект) применения нового метода увеличения нефтеотдачи пластов.
Для соблюдения проектной технологии процесса при его реализации требуется следующее.
Соответствующие материально-технические средства и капитальные вложения.
Четкая организация работ, направленная на выполнение проектной технологии, сроков начала процесса, объемов и концентрации реагентов в оторочках, давлений нагнетания, темпов отбора, размещения скважин и др.
Без выполнения всех запроектированных условий осуществления процесса воздействия на пласты нельзя рассчитывать на достижение проектных (возможных) показателей эффективности.
В связи со сложностью и высокой стоимостью всех новых методов увеличения нефтеотдачи пластов внедрение их на практике целесообразно и необходимо осуществлять в несколько этапов, чтобы избежать неоправданных больших расходов. Принципы многоэтапного испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов на крупных конкретных месторождениях диктуются также тем, что реальную эффективность промышленного применения любого метода можно установить только по фактическим данным испытания. Поэтому обычно внедрение метода увеличения нефтеотдачи пластов проходит следующие этапы.
|
Этап |
Цель |
|
Лабораторное изучение |
Определение характеристик процесса при пластовых условиях моделирования процесса на кернах, пластовых жидкостях, давлении и температуре |
|
Промышленная демонстрация |
Минитест, реализация процесса на малом участке для доказательства качественного эффекта. |
|
Промышленный опыт |
Проведение процесса при реальных условиях с целью определения возможного количественного технологического эффекта |
|
Опытно-промышленные испытания |
Испытание процесса при разных сетках скважин и технологии для определения оптимальных условий применения и реальной технологической и экономической эффективности |
|
Промышленное внедрение |
Применение в масштабе всей залежи для увеличения добычи нефти и извлекаемых запасов |
Такая последовательность этапов изучения и внедрения сложных методов увеличения нефтеотдачи пластов обязательна для обеспечения максимального эффекта при крупном промышленном применении, ибо поспешность и экономия на малом неизбежно приводят к большим потерям.
Лабораторные исследования любого метода увеличения нефтеотдачи пластов при условиях, близких к пластовым, - совершенно необходимый этап работ перед тем, как решить испытывать его на месторождении. На основе этих исследований принимается первоначальная технология процесса - концентрация химических реагентов, объемы оторочек, соотношения расходов разных агентов и другие характеристики процесса, закладываемые в расчеты.
Промышленная демонстрация процесса проводится при минимальных расстояниях между скважинами (до 25-50 м) с тем, чтобы показать возможность реализации процесса физически, технологически и технически, а также убедиться в качественной эффективности его в конкретных условиях месторождения в кратчайшие сроки.
Например, при мицеллярном растворе важно установить, при каких условиях он не разрушается в пористой среде, вытесняет остаточную нефть, и выяснить схему технического обустройства процесса. Вслед за этим можно переходить к организации промышленного опыта при реально существующей или экономически целесообразной сетке скважин с тем, чтобы определить возможный технологический эффект и примерные экономические показатели, получить представление о реальной технологии и технических условиях осуществления процесса на месторождении.
На основе первого промышленного опыта следует расширить испытания метода на несколько (три-пять) опытных участков или элементов с разными свойствами пласта, или залежей при разных сетках скважин и разных технологиях. Эти испытания позволят обосновать оптимальную систему разработки, размещение и плотность сетки скважин, наиболее эффективную технологию, реально достижимые показатели и математическую модель для проектирования процесса.
После опытно-промышленных испытаний на нескольких участках распространение нового процесса разработки на все крупное многопластовое месторождение будет базироваться на собственном опыте и сопровождаться минимальным риском получения эффекта ниже запланированного (возможного).
Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
На стадии промышленного испытания и промышленного внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема эффективного их применения. Объективно вопрос формулируется так: какой наиболее существенно повышающий извлекаемые запасы и уровень добычи нефти при благоприятных экономических показателях метод увеличения нефтеотдачи пластов необходимо выбрать для конкретного нефтяного месторождения (залежи) с определенными геолого-физическими свойствами и условиями разработки? Ответить на этот вопрос всегда не просто, так как для любого месторождения (залежи) могут оказаться применимыми несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее:
нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или степень их истощения, заводнения;
свойства нефти и пластовой воды - вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;
коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;
расположение и техническое состояние пробуренных скважин;
наличие материально-технических средств, их качество, характеристику,стоимость;
отпускную цену на нефть;
потребность в увеличении добычи нефти.
Их совокупность создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями (требованиями), заданными заранее. Первые три качественных условия (физико-геологические свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неоднозначно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи пластов (табл. 3).
На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены достаточно обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения (табл. 4 и 5).
Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов.
- Трещиноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Как отмечалось, объем трещин не превышает 1,5-2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность их может достигать 60-80 % от общей гидропроводности пластов. Поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает предел экономической рентабельности процесса, даже при неоправданных затратах.
- Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20 - 100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэффективный расход рабочих агентов.
Таблица 3
Методы увеличения нефтеотдачи пластов
в зависимости от геолого-физических условий
|
Нефть, вода |
Пласт |
Метод |
|
Маловязкая легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Маловязкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния
|
Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неоднородный Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, трещиноватый, пористый. Песчаный истощенный (заводненный), высокопроницаемый, монолитный. Карбонатный заводненный, высокопроницаемый, слаботрещиноватый, неоднородный. |
Заводнение, циклическое воздействие, водогазовая смесь, закачка ПАВ, применение газа высокого давления. Заводнение, циклическое воздействие, применение щелочей, истощение Мицеллярный раствор, углекислый газ, водогазовые смеси. Применение углекислого газа, циклическое воздействие |
|
Средневязкая, смолистая (активная)) парафинистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния. |
Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый
Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, трещиновато-пористый. Песчаный заводненный, высокопроницаемый, монолитный, однородный.
|
Заводнение (горячая вода), применение полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи Заводнение (горячая вода), циклическое воздействие, закачка щелочи, углекислого газа. Применение углекислого газа, микроэмульсий, водогазовых смесей. |
|
Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей |
Песчаный глубокозалегающий, высокопроницаемый, слабопроницаемый. Песчаный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, не-глубокозалегающий. |
Внутрипластовое горение
Закачка пара, пароциклические обработки
|
Таблица 4
Основные критерии для применения физико-химических агентов,
увеличивающих нефтеотдачу пластов
|
Параметры
|
Закачка СО2 |
Применение водогазовых смесей |
Полимерное заводнение |
Закачка водных растворов ПАВ |
Закачка мицеллярных растворов
|
|
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с |
<15 |
<25 |
5-100 |
<25 |
<15 |
|
|
Нефтенасыщенность, % |
<p>>30 |
|
<p>>50 |
|
<p>>25 | |
|
Пластовое давление, МПа |
<p>>8 |
Не ограничено |
||||
|
Температура пласта, °С |
Не ограничена |
<70 |
|
|||
|
Проницаемость пласта, мкм2 |
То же |
0,1 |
Не ограничена |
<p>>0,1
|
||
|
Толщина пласта, м |
25 |
Не ограничена |
<25 |
|||
|
Трещиноватость |
Не благоприятна* |
|||||
|
Литология
|
Не ограничена |
Песчаник |
Песчаник и карбонаты |
Песчаник |
||
|
Соленость пластовой воды, мг/л |
То же |
20 |
5 |
|||
|
Жесткость воды (наличие солей кальция и магния) |
" |
Неблагоприятна |
Не ограничена |
Неблагоприятна |
||
|
Газовая шапка
|
Неблагоприятна |
Не ограничена |
Неблагоприятна |
|||
|
Плотность сетки скважин, га/скв |
Не ограничена |
<24
|
Не ограничена |
<16
|
||
_______________________________________
*Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр.
Таблица 5
Основные критерии для применения тепловых методов
увеличения нефтеотдачи пластов
|
Параметры |
Горение |
Вытеснение паром |
Пароцикли-ческая обработка |
Вытеснение горячей водой |
|
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с |
<p>>10 | <p>>50 | <p>>100 | <p>>5 | |
|
Нефтенасыщенность, % |
<p>>50 | ||||
|
Пластовое давление, МПа |
Не ограничено |
||||
|
Проницаемость, мкм2 |
<p>>0,1 | <p>>0,2 |
Не ограничена |
||
|
Толщина, м |
<p>>3 | <p>>6 | <p>>3 | ||
|
Трещиноватость |
Неблагоприятна * |
||||
|
Литология |
Не ограничена |
||||
|
Глубина, м |
<p>>1500 |
<1200 |
<1500 |
||
|
Содержание глины в пласте, % |
Не ограничено |
5-10 |
|||
|
Плотность сетки скважин, га/скв. |
<16 |
<6 |
Не ограничена |
||
____________________________
*Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр.
3. Нефтенасыщенность пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75 %) недопустима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30 %, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (горение, вытеснение паром, водорастворимыми ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50 % просто из-за неокупаемости затраченных средств. Если основная часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способных сделать ее подвижной (углекислый газ, мицеллярные растворы), а если большая часть остаточной нефти размещена в неохваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие охват вытеснением (полимеры, водогазовые смеси, щелочи). Поэтому нефтенасыщенность пластов перед началом применения методов увеличения нефтеотдачи пластов - очень важный определяющий критерий. Требуется тщательное конкретное изучение нефтенасыщенности пласта, ее детерминированного распространения по объему залежей, охвата заводнением и степени вытеснения в заводненном объеме, прежде чем принять решение о применении того или иного метода или технологии процесса. Совершенно однозначно установлено, что, чем выше исходная средняя нефтенасыщенность пластов, тем выше абсолютный и относительный технологический и экономический эффект от любого метода увеличения нефтеотдачи пластов.
- Активный водонапорный режим. Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30 %) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает возможность применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящиеся под активным
водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтурные скважины - к снижению эффективности. - Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в большинстве практических случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПа·с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100-150 мПа·с) в высокопроницаемых пластах. Термические методы (вытеснение нефти паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500-1000 мПа·с и тепловые методы с обычной скважинной технологией становятся уже нерентабельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1-2 га/скв), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается. В этих случаях более целесообразной может оказаться термошахтная разработка, допускающая бурение скважин на малом расстоянии друг от друга (20-50 м).
- Жесткость и соленость воды. Для применения метода увеличения нефтеотдачи пластов важное значение приобретают свойства пластовой воды и воды, используемой для приготовления рабочего агента. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы (бактерии), чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте, для разрушения растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.
- Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10 %) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10-50 раз выше, чем для кварцевых песчаников. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают в ближайшей окрестности нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зерен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выносу песка в добывающие скважины.