Химические реагенты в добыче нефти и их свойства

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»

РЕФЕРАТ

По дисциплине Промысловая химия

На тему: Химические реагенты в добыче нефти и их свойства

Архангельск 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНОМАЛЬНО ВЯЗКАЯ ПЛАСТОВАЯ НЕФТЬ

1.1 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

1.2 Метод термогазохимического воздействия

1.3 Применение углеводородных растворителей

1.4 Воздействие на пласт двуокисью углерода

1.5 Применение высокочастотного электромагнитного воздействия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Во всем мире возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений. нефть пласт вязкость растворитель

В целях повышения экономической эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений весь срок разработки месторождения принято делить на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе используют методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои. При столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи.

Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов.

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом[2]:

1. Тепловые методы:

- паротепловое воздействие на пласт;

- внутрипластовое горение;

- вытеснение нефти горячей водой;

- пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

- закачка воздуха в пласт;

- воздействие на пласт углеводородным газом ;

- воздействие на пласт двуокисью углерода;

- воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

- вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

- вытеснение нефти растворами полимеров;

- вытеснение нефти щелочными растворами;

- вытеснение нефти кислотами;

- вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

- микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

- интегрированные технологии;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

- нестационарное (циклическое) заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- ступенчато-термальное заводнение.

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

6. Физические методы:

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

- гидроразрыв пласта;

- горизонтальные скважины;

- электромагнитное воздействие;

- волновое воздействие на пласт;

- другие аналогичные методы.

1. АНОМАЛЬНО ВЯЗКАЯ ПЛАСТОВАЯ НЕФТЬ

В своем реферате я рассматриваю методы снижения аномалий вязкости пластовой нефти. Аномалии вязкости - это огромная проблема для добычи нефти и газа. Запасы высоковязких нефтей и битумов в мире составляют по разным оценкам 790-900 млрд т и почти в два раза превышают запасы лёгких нефтей. В Российской Федерации такие запасы оцениваются от 10 до 35 млрд т. На территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции доля высоковязких нефтей составляет около 17% и по мере выработки запасов лёгких нефтей продолжает расти[3]. Однако в промышленной разработке находятся лишь два крупных месторождения аномально вязкой нефти - Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (Республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

Так что же вызывает появление таких аномалий?

Аномально вязкие нефти-- нефти, не подчиняющиеся в своём течении закону вязкого трения Ньютона (т.н. неньютоновские нефти). Характеризуются аномалией вязкости при малых напряжениях сдвига. Аномалии вязкости обусловлены появлением в нефтях пространственной структуры, образованной агрегатами высокомолекулярных парафиновых углеводородов, также парафинов и асфальтенов. Прочность таких агрегатов зависит от состава нефти и растворённого в ней газа, температуры, давления, а также создаваемых напряжений сдвига. Содержание асфальтенов в пластовой нефти обычно увеличивается в зонах пласта, примыкающих к водонефтяному контакту, соответственно усиливаются и аномалии вязкости нефти[5].

Разработка залежей аномально вязкой нефти осложняется образованием застойных зон, нефтеотдача при традиционных способах разработки низкая, вытеснение нефти водой приводит к быстрому обводнению добывающих скважин.

Рассмотрим основные методы увеличения нефтеотдачи пласта с аномально вязкими нефтями. Основными являются тепловые МУН, также используются химические МУН. И дополнительно рассмотрим один теоретический метод, который к сожалению еще не использовался на практике (применение высокочастотного электромагнитного воздействия).

1.1 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

Это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения[6]:

1)Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3--4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N₂, CO₂, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью - например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам[3].

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

1.2 Метод термогазохимического воздействия (ТГХВ)

Он основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек[7]. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые (180--250 °С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор; углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины; г) после сгорания заряда давление в скважине снижается и из пласта устремляются флюиды, газы горения и расплавленные отложения. Дополнительно ствол скважины в пределах продуктивного пласта можно заполнить солянокислотный раствором.

Этот метод осуществляют с помощью аккумулятора давления скважины (АДС). АДС спускают либо на каротажном кабеле в обсадную колонну или в НКТ. Полное время сгорания может достигать 300 с.

1.3 Применение углеводородных растворителей

Физической смысл применения углеводородных растворителей в качестве вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин, смолы могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными растворителями. Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при котором критериальный показатель - количество дополнительно извлеченной нефти на 1 т растворителя, был бы максимальным[4].

Изучены вытесняющие свойства растворителей - бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и других.

Рациональным решением применения растворителя является создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями.

Известны данные о промышленном применении жидкости РСУО - реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.

Испытание метода на Сураханском месторождении производилось в течении 1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м. углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого воздуха. Было получено увеличение добычи нефти.

1.4 Воздействие на пласт двуокисью углерода

Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3-5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂CO₃ растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, - уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO₂. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO₂ двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО₂. Если СО₂нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО₂ наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) - один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

1.5 Применение высокочастотного электромагнитного воздействия

Вопросы применения воздействия высокочастотного (ВЧ) электромагнитного (ЭМ) поля для интенсификации добычи нефти в залежах тяжелых нефтей и природных битумов представляют большой практический интерес[1]. При этом необходимо исходить из того, что большинство материалов нефтяной промышленности -- продуктивный нефтенасыщенный коллектор, пластовая жидкость, нефть, их компоненты (смолы, асфальтены, парафины, водонефтяные эмульсии, битумы, вязкие и сверхвязкие углеводороды) по своим электромагнитным свойствам относятся к немагнитным диэлектрическим материалам со слабой электропроводностью.

При взаимодействии таких веществ с электромагнитным полем имеют место электрогидродинамические явления в ЭМ поле. В такие материалы ЭМ поля проникают достаточно глубоко: от долей до нескольких десятков метров.

Были исследованы ЭМ воздействия на залежи высоковязких нефтей и природных битумов и осуществлено управление различными электрогидродинамическими процессами с целью применения ЭМ воздействия для интенсификации добычи. Также была исследована возможность нагрева нефтяного пласта мощным высокочастотным (ВЧ) электромагнитным (ЭМ) излучением в сочетании с закачкой растворителя с целью интенсификации нефтедобычи в залежах вязких и сверхвязких нефтей.

Технический результат при таком воздействии достигается за счет повышения охвата пласта вытесняющим агентом и его более глубокого прогрева.

Для повышения эффективности и рентабельности способа в добывающей скважине осуществляется воздействие, которое включает три этапа: на первом -- перевод скважины в нагнетание с закачкой смешивающегося агента (растворителя) с одновременным ВЧ ЭМ излучением; на втором -- «выдержка» скважины без какого-либо воздействия; на третьем -- перевод скважины в режим добычи и отбор продукции из пласта.

Двухмерная математическая модель процесса трехэтапного комбинированного ВЧ воздействия с одновременной закачкой смешивающего агента в пласт с высоковязкой нефтью позволила установить, что метод повышает эффективность и рентабельность разработки залежей высоковязкой нефти; интенсифицирует нефтедобычу за счет повышения охвата воздействием на пласт нагревом и вытесняющим агентом в призабойной зоне пласта добывающих скважин; позволяет максимально использовать тепловую энергию с помощью дополнительного переноса тепла в пласт закачиваемым растворителем.

В результате математического моделирования получены оценки оптимального объема смешивающегося агента, длительностей этапов воздействия; показана эффективность и рентабельность технологии с точки зрения энергетического баланса.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нужно обязательно исследовать, изобретать и применять на практике новые методы улучшения нефтеотдачи, особенно для аномально вязких пластовых нефтей. Так как доля месторождений с высоковязкой нефтью составляет значительную часть всех запасов нефти на планете, а доля легких нефтей постоянно снижается.

В своем реферате я показал основные методы увеличения нефтеотдачи для месторождений с высоковязкой нефтью:

1) Тепловые МУН

2) Метод термогазохимического воздействия

3) Применение углеводородных растворителей

4) Воздействие на пласт двуокисью углерода

Причем тепловые методы конечно же являются основными. Также я рассмотрел метод высокочастотного электромагнитного воздействия, который к сожаления не был рассмотрен на практике, но имеет большой практический интерес, так как он энергетически выгоден.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Ковалева Л., Давлетбаев А. Способы извлечения высоковязкой нефти и битума с применением высокочастотного электромагнитного / Башкирский государственный университет «Нефтегазовая Вертикаль», #05/2011

2. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», с.171

3. Чупров И.Ф. «Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов»

Размещено на Allbest.ru