- •Лекция 1.
- •Основы технологических расчетов и разработка нефтяных месторождений
- •Подготовка исходных данных для технологических расчетов
- •Лекция 2.
- •Проявление упругого режима
- •С применением законтурного заводнения:
- •Л.3. Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном
- •Лекция 4.
- •1. Основные показатели разработки
- •Лекция 5 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
- •От безразмерной координаты ζ (в)
- •Лекция 6. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой
- •Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- •С несколькими пропластками:
- •1, 2 И 4 - соответственно пропластки а, б и в; 3 - линза в проиластке;
- •3, 4 И 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
- •Разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин:
- •Лекция 9. Методика ТатНипи
- •Расчет технологических показателей разработки Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов
- •Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения
- •Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
- •Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий
- •Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов
- •Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4. Нагнетание водорастворимых пав.
- •6. Вытеснение нефти горением.
- •7. Вытеснение нефти паром.
- •Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
- •Увеличения нефтеотдачи.
- •Водонефтяного фактораlg w от логарифма накопленной добычи воды lg Qв
- •Водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Qн
- •В потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж
- •Текущей добычи нефти q от времени t
- •Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки
- •Оценка экономического эффекта
- •От времени применения новых методов t.
- •2 И 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных стадиях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти
- •Лекция 12. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных пластов
- •Вытеснение нефти двуокисью углерода
- •Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение
- •Лекция 13
- •Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав
- •Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах
- •Удельные показатели применения водорастворимых пав для вытеснения нефти
- •Полимерное заводнение.
- •Раствора паа fр в зависимости от насыщенности s.
- •Щелочное заводнение
- •Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.
- •От концентрации NaOh.
- •Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
- •Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
- •Внутрипластовое горение
- •Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения на наиболее показательных объектах сша и Венесуэлы
- •Технологические результаты испытания внутрипластового горения
- •Вытеснение нефти паром
- •Циклическое нагнетание пара
- •Лекция 15.
- •При прямоточном внутрипластовом горении
- •Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.
- •Процесс парогазового воздействия
- •Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов
- •Наиболее упрощенная классификация тяжелых нефтей и природных битумов
- •Классификация растворимых в хлороформе природных битумов
- •Классификация нефтей
- •Классификация нафтидов
- •Классификация нафтидов по величине коксуемости
- •Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
- •Обзор применяемых опытно-промышленных работ и методов разработки ввн и пб на месторождениях страны и за рубежом
Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах
Показатели |
Коллектор | |
кварцевый |
полимиктовый, глинистый | |
Удельная адсорбция породы: |
|
|
мг/г |
0,4-0,8 |
1-5 |
кг/т |
0,4-0,8 |
1-5 |
кг/м3 |
1-2 |
2,5-10 |
Удельная адсорбция пористой среды: |
|
|
мг/см3 |
5-10 |
10-50 |
кг/м3 |
5-10 |
10-50 |
Удельная поверхность породы: |
|
|
см2/г |
(0,2-0,3) 103 |
(0,5-1,5) 104 |
см2/см3 |
(0,5-0,7) 103 |
(1-3,5) 104 |
м2/м3 |
(0,5-0,7) 105 |
(1-3,5) 106 |
Адсорбция ПАВ на поверхности пор: |
|
|
мг/см2 |
(2-2,5) 10-3 |
(2-3)10-4 |
кг/м2 |
(2-2,5) 10-5 |
(2-3)10-6 |
Адсорбция ПАВ в пласте с балансовыми запасами 1 млн. т нефти, т |
(10-20) 103 |
(25-100) 103 |
Технология и система разработки. Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.
Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существенного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При меньшем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добывающих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, неэффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размещения скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.
Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторождений Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.
Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.
Площадь участка, га…………………………………………………………………2000
Толщина пласта, м………………………………………………………………..........3,6
Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19
Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12
Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16
Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625 Число добывающих скважин:
всего …………………………………………………………………………………… 85
первых рядов…………………………………………………………………………... 34
Процесс был начат практически с начальной стадии разработки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачивался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вначале - (в объеме 10-20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор концентрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·106 м3 воды, т. е. более порового объема участка.
Самотлорское месторождение. Опытный участок организован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А2-3, А4-5, Б8 и Б10.
Площадь участка, га……………………………………………………………….2700
Средняя толщина пласта, м…………………………………………………………12
Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5
Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24
Число добывающих скважин ………………………………………………………116
Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800
Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.
Технологическая эффективность. Оценка эффективности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопоставления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специалистами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеотдачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водорастворимых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффициент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным на Арланском месторождении приходили многие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).
На Самотлорском месторождении после трехлетнего применения ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не удалось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.
В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводненных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным исследования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.
Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и составляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных растворов ПАВ.
Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэффициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая толщина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характеристики изучались попутно с определением увеличения нефтеотдачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что происходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труднореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их адсорбция.
Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнительную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополнительную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.
Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определялась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пределах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем указанные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения метода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.
Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет дополнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удельная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).
При такой удельной дополнительной добыче нефти и современных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность применения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно определенно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потребностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополнительной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.
Таблица 2