Применение дистиллерной жидкости для повышения нефтеотдачи пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Введение

2. Основная часть

2.1 Сущность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов

2.2 Преимущество дистиллерной жидкости

2.3 Эффективность заводнения пластов

2.4 Прогнозирование физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

3. Заключительная часть

Список использованных источников

нефтеотдача пласт заводнение залежь

1. Введение

Одной из основных проблем нефтедобывающей промышленности на протяжении многих лет является увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных залежей.

В настоящее время в разработке находится большое количество месторождений, представленных низкопроницаемыми коллекторами или коллекторами разной проницаемости. Нагнетаемая в пласт вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым прослоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, зонах. В этих условиях существенное снижение фильтрационных сопротивлений течения жидкости в зоне вокруг добывающих и нагнетательных скважин, подключение в работу ранее не вовлеченных в разработку пропластков, а также полное или частичное исключение из работы промытых горизонтов приведет к интенсификации добычи нефти, возрастанию охвата пласта воздействием, а следовательно, и нефтеотдачи.

Дистиллерная жидкость является промышленным стоком содового производства и представляет собой водный раствор минеральных солей. Компонентный состав жидкости выражен в основном солями кальция (хлоридами, карбонатами и гидроксидом). Основанием послужили результаты лабораторных исследований, свидетельствующие, что коэффициент вытеснения нефти дистиллерной жидкостью не ниже, чем пресной водой. После появления в продукции скважин воды было установлено, что при смешении дистиллерной жидкости и сточной воды образуется мелкодисперсная суспензия минеральных солей в воде, зависящая от химического состава смешиваемых жидкостей. По мере роста обводнености добываемой продукции увеличивались доля сточной воды в закачиваемой жидкости и концентрация образующихся минеральных солей, что снижало приемистость нагнетательных скважин. Поэтому было решено закачивать дистиллерную жидкость с меньшим рН (7,2-9), что способствовало образованию суспензии минеральных солей повышенной дисперсности. Исследованиями было установлено, что при смешивании дистиллерной жидкости и точной воды в осадок выпадают гипс, ангидрит и частично гидроксид кальция, причем количество выделившегося осадка зависит от объемных соотношений смешиваемых жидкостей. Так, при соотношении объемных долей дистиллерной жидкости с Н 7,5 и сточной воды 3:2 выделяется максимальное количество осадка - до 140 мг/л, при других соотношениях количество выделившегося осадка изменяется от 12 до 7 2мг/л. Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов. При разработке залежей нефти достигаемая средняя нефтеотдача не превышает 34-37%, а по месторождениям Российской Федерации о примерно 40-43%.

Таким образом, при существующих технологиях добычи неф до 60%, а в некоторых случаях до 85%, запасы нефти останутся извлеченными.

В связи с этим решение проблемы увеличения коэффициента нефтеотдачи, следовательно, увеличения извлекаемых запасов имеет большое социально-экономическое значение.

На величину нефтеотдачи пласта влияет значительное количество одновременно действующих параметров, характеризующих геолого-физические и технологические условия разработки нефтяных залежей. Исследования, проводимые в последние годы, направлены на более полный учет реальных условий извлечения нефти. Большое внимание при этом уделяется учету неоднородности пластов по проницаемости, расчлененности, прерывистости, а также исследованию и учету реологических свойств нефтей.

2. Основная часть

2.1 Сущность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициента охвата одновременно, либо увеличения одного из них. Среди них выделяют:

· Методы, улучшающие заводнение;

· Методы увеличения остаточной нефти;

Первая группа методов основана на снижении межфазного, поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижности фаз и обеспечивают увеличение коэффициента охвата и коэффициента вытеснения. К ним относятся заводнение растворами полимеров, заводнение растворами ПАВ, щелочное заводнение, заводнение с диоксидом углерода, заводнение дистиллерной жидкостью, заводнение мицелярными растворами, и другие составляющие.

Дистиллерная жидкость является промышленным стоком при производстве соды на Стерлитамакском производственном акционерном объединении "Сода". Эти стоки, объем которых превышает 20 млн. м3 в год, собираются в специальные пруды - накопители паводковый период сбрасываются в реку Белую.

Для поддержания пластового давления при разработке нефтяных залежей ежегодно используют значительный объем пресных природных вод. Поэтому использование для заводнения нефтяных залежей дистиллерной жидкости вместо пресных вод позволяет не только сохранить запасы пресноводных источников, но в значительной мере способствует охране окружающей среды от загрязнения минерализованными водами.

При производстве соды как отход производства образуется суспензия, состоящая из твердой фазы (18-25%) и воды в количестве 75-К2%.

Химический состав твердой фазы дистиллерной суспензии в шламонакопителе и жидкой фазы дистиллерной жидкости в регулирующем бассейне представлен в табл. 8.1 и 8.2.

Рисунок 2 Химический состав твердой фазы дистиллерной суспензии

Рисунок 3 Химический состав дистиллерной жидкости в регулирующем бассейне АО "Сода"

Обычно на поздних этапах разработки нефтяных залежей на жестководонапорном режиме наблюдается увеличение темпа роста текущего водного фактора во времени. Это обусловлено существенным уменьшением доли нефти в добываемой жидкости. На всем диапазоне изменениях водный фактор для пласта Д1 увеличивается медленными темпами по сравнению с аналогичными залежами нефти, приуроченными девонскому горизонту. Более того, в последние годы наблюдается стабилизация и снижение этого показателя. Такое необычное для показателей разработки явление, очевидно, связано с увеличением фильтрационных сопротивлений обводненных и промытых водой высокопроницаемых пропластков продуктивного пласта в связи с осадкообразованием в пористой среде. Это подтверждается данными изменения во времени профилей приемистости нагнетательных скважин.

Снижение водного фактора сопровождается уменьшением количества попутно добываемой воды и повышением эффективности вытеснения нефти из пористой среды.

График изменения обводненности добываемой жидкости, построенный в зависимости от текущей нефтеотдачи пласта, также имеет ряд особенностей. В настоящее время разработка пласта должна сопровождаться интенсивным ростом обводненности продукции скважин. В течение последних лет наоборот наблюдается снижение обводненности добываемой жидкости. Анализ предварительных результатов закачки дистиллернои жидкости для заводнения пласта Д1 показал следующее:

1) при закачке дистиллернои жидкости происходит выравнивание профилей приемистости пласта в нагнетательных скважинах;

2) в начальный момент закачки дистиллернои жидкости наблюдается некоторое увеличение приемистости скважин, в дальнейшем - уменьшение приемистости до трех раз;

3) обводнение добываемой продукции вначале растет, достигает максимума и в дальнейшем снижается.

2.2 Преимущества дистиллерной жидкости

С целью повышения эффективности разработки пласта осуществляется закачка дистиллерной жидкости, которая имеет ряд преимуществ по сравнению с закачиваемой пресной и сточной водами:

1) характеризуется более низким содержанием КВЧ и мехпримесей;

2) способствует увеличению приемистости нагнетательных скважин на15%;

3) не содержит нефть и нефтепродукты;

4) обладает меньшей коррозионной активностью по отношению к металлу оборудования и водоводов.

Ее закачка в нагнетательные скважины осуществляется кустовыми насосными станциями по существующим водам и по типовой технологии заводнения нефтяных месторождений.

Нагнетательные скважины оборудованы колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). Пространство между НКТ и обсадной колонной обрабатывается пенообразующими ингибиторами коррозии. Устье скважин оборудовано типовой арматурой, применяемой для нагнетания воды, в обычном исполнении.

На КНС устанавливаются насосы, применяемые для обычного заводнения. Контроль за закачкой дистиллернои жидкости в нагнетательные скважины осуществляется с помощью расходомеров и манометров.

Перед началом закачивания дистиллернои жидкости проводится комплекс исследовательских работ на нагнетательных скважинах: определяются приемистость, давление нагнетания, пластовое давление и др.

По контрольным скважинам снимаются кривые восстановления пластового давления (КВД), по которым определяются параметры пласта. Определяется охват пласта заводнением с помощью глубинных расходомеров.

Как правило, при закачке дистиллернои жидкости происходит выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.

На основании анализа результатов длительной закачки дистиллернои жидкости выработаны следующие требования к нагнетательным скважинам и участку воздействия в целом:

1) нагнетательная скважина должна обладать приемистостью не менее 150 м7сут., обводненность окружающих добывающих скважин должна составлять не более 80-90%;

2)участок воздействия должен характеризоваться высокой остаточной нефтенасыщенностью.

Для контроля за качеством поступающей дистиллернои жидкости отбираются пробы, по которым определяется содержание механических примесей, ионов железа, плотности, величина рН и проводятся другие химические анализы в соответствии с существующими требованиями руководящих документов.

Для контроля за обводненностью добываемой продукции при закачке дистиллернои жидкости проводятся исследования с помощью грассатора (индикатора) до и в процессе закачивания дистиллернои жидкости. В качестве индикатора используются вещества, которые не вступают в реакцию с пластовыми и закачиваемыми жидкостями и практически не адсорбируются на породе.

Объем и концентрацию необходимо выбирать так, чтобы при фильтрации по пласту индикатор не растворялся до концентрации, которую невозможно измерить.

Кроме контроля за движением дистиллернои жидкости по пласту закачка индикатора может использоваться для оценки гидродинамической связи между скважинами в различных направлениях, что очень важно для эффективного контроля за процессом. Наиболее полная информация может быть получена при сочетании гидродинамических исследований и закачки индикатора.

Транспортировка дистиллерной жидкости из регулирующего бассейна по трубопроводу может вызвать инкрустацию его внутренней поверхности. Для предупреждения такой опасности дистиллерную жидкость специально подготавливают, снимая перенасыщенность растворов путем разбавления водой реки Белой.

Разбавленная жидкость подвергается карбонизации газами известковых печей. Выходящая из карбонизатора дистиллерная жидкость должна иметь рН, равный 7,2-8,8. Контроль за полнотой карбонизации осуществляется с помощью рН-метра, электроды которого помещены в отстойник после карбонизатора. Из карбонизатора жид- кость поступает в первый отсек накопителя, где осветляется.

Закачиваемая в пласт вода взаимодействует с породой и в первую очередь с содержащейся в ней глиной. В результате лабораторных исследований, выполненных в БашНИПИнефть, получено, что рост рН раствора за счет увеличения содержания гидроокиси кальция не способствует набуханию глин и по величине коэффициента набухания воды располагаются в следующем порядке: подрусловая вода реки Демы, пластовая вода, дистиллерная жидкость с рН = 7,2, дистиллерная жидкость с рН=11. Поверхностные натяжения дистиллерных жидкостей на границе с керосином близки к пластовой воде, но ниже чем подрусловые воды реки Дёмы. Результаты опытов по расслоению водонефтяных эмульсий показали, что дистиллерная жидкость с рН = 11, с нефтью дает менее устойчивую эмульсию, чем другие воды.

Как известно, одной из важнейших характеристик жидкостей, используемых для ППД, является нефтевытесняющая способность.

Сопоставительные исследования нефтевытесняющих свойств различных жидкостей проводились в БашНИПИнефть на естественных образцах пород и в условиях, приближенных к пластовым.

Использование сточных вод посторонних предприятий выгодно как для нефтедобывающих предприятий, так и для производств, образующих эти сточные воды. При этом для НГДУ уменьшаются затраты на строительство и эксплуатацию водозаборных сооружений, трубопроводов, водоочистных объектов, резервуаров и насосных станций, Кроме того, большинство сточных вод других предприятий обладают лучшей нефтевытесняющей способностью, чем пресные воды, они менее коррозионноактивны. Для посторонних организаций выгода заключается в уменьшении капитальных вложений и эксплуатационных расходов на строительство дорогостоящих водоочистных сооружений и на их эксплуатацию. Таким образом, использование сточных под других предприятий в нефтедобыче дает не только экологический, но и экономический эффект.

В настоящее время основная часть воды, добываемой вместе с нефтью, возвращается в пласт для поддержания давления и вытеснения нефти из залежи.

2.3 Эффективность заводнения пластов

Эффективность заводнения продуктивных пластов нефтяных месторождений в значительной степени определяется качеством вод, закачиваемых в продуктивные пласты, то есть способностью их обеспечивать наиболее полное вытеснение нефти и фильтроваться без снижения проницаемости породы призабойной зоны и пласта в целом. К сточным водам, закачиваемым в продуктивные пласты, предъявляются следующие требования:

1) закачиваемая вода должна обладать высокими фильтрационными и нефтевытесняющими свойствами;

2) содержание механических примесей и нефтепродуктов в нагнетаемой воде должно находиться в пределах, не вызывающих резкого снижения приемистости водонагнетательных скважин при длительной эксплуатации;

3) закачиваемая вода должна быть микробиологически и химически совместима с пластовой водой и породой коллектора;

4) закачиваемая вода не должна быть коррозионно-активной.

Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфат восстанавливающими бактериями. Образующийся в результате суш. фатредукции сероводород ухудшает качество нефти и газа. При этом повышается коррозионная активность воды, появляется возможность образования гипса в скважинах. Тонкодисперсный сульфид железа и бактериальная биомасса забивают коллекторы, снижая проницаемость пород и нефтеотдачу.

В нефтепромысловых водах имеются растворенные газы, такие как: кислород, сероводород, углекислый газ, резко интенсифицирующие коррозионную активность сточных вод. В результате этого происходит быстрое разрушение нефтепромыслового оборудовании и загрязнение вод продуктами коррозии.

Химический состав подготовленной дистиллернои жидкости для заводнения нефтяных пластов показан в таблице (1):

Рисунок 1 Химический состав подготовленной дистиллерной жидкости.

Показатели разработки характеризуются тем, что рост обводнености добываемой продукции в определенное время прекращается и в дальнейшем обводненность снижается или остается стабильной.

Технология эффективности применения данной технологии обусловлен повышенными коэффициентами вытеснения и охвата пласта заводнением, вследствие лучших отмывающих свойств и отложением солей в высокопроницаемых промытых прослоях. В результате осадкообразования снижается проницаемость промытых водой прослоев, что повышает градиент давления в пласте и охват его заводнением, уменьшает обводненность добываемой продукции и увеличивает добычу.

2.4 Прогнозирование физико-химических методов увеличения нефтеотдачи

Точность прогнозирования метода МУН зависит от следующих условий:

-степени изученности способа в лабораторных условиях;

-промысловой апробации;

-совершенства математического описания процесса;

-достоверности значений параметров пластовой системы, параметров закачиваемой среды и других констант и характеристик;

-точности выбора технологии и применяемого оборудования.

При использовании данных лабораторных исследований следует учитывать, что они в большинстве случаев характеризуют влияние закачиваемой среды лишь на коэффициент вытеснения, а не на коэффициент нефтеотдачи в целом.

Результаты промысловой апробации служат достаточно надежной базой для прогнозирования для идентичных в геолого-физическом смысле объектов воздействия.

Что касается математического описания, то существуют гидродинамические модели и достаточно эффективные расчетные схемы, которые можно использовать для прогнозирования физико-химических и газовых методов МУН. Математическое описание физико-химических методов МУН основано на уравнениях многофазной многокомпонентной фильтрации. Одной из наиболее распространенных моделей является модель двухфазной трехкомпонентной фильтрации, которая при известных ограничениях может описывать технологические процессы при реализации следующих методов МУН: использование нефтерастворимых ПАВ; закачка водорастворимых ПАВ;нагнетание оторочек полимерных растворов; смешивающееся вытеснение оторочками СО2 или углеводородных растворителей.

Разработана также модель, учитывающая межфазный массообмен, химическое взаимодействие компонентов, возможность возникновения в процессе вытеснения новых фаз, диссипацию.

Такая сложная модель используется при прогнозировании мицеллярно-полимерного заводнения, закачки щелочных растворов, вытеснения диоксидом углерода в условиях ее неполной смешиваемости с пластовыми флюидами.

Прогнозирование при помощи математических моделей является одним из эффективных, правда не единственным и не основным, способом при проектировании разработки конкретных объектов с применением методов МУН. Математическое моделирование позволяет также получить ряд самостоятельных результатов при прогнозировании физико-химических методов МУН. Так было доказано, что гидродинамическая неустойчивость на заднем фронте оторочки раствора полимера при вытеснении ее водой приводит к преждевременному разрушению сплошности оторочки и к снижению прироста нефтеотдачи на 30--50%. Повышение концентрации полимерного раствора усиливает (а не снижает!) эффект указанной неустойчивости. Наилучшие результаты достигаются при формировании оторочек переменной концентрации.

При помощи математического моделирования могут прогнозироваться результаты чередующейся закачки СО2. Так расчеты показали, что при смешивающемся вытеснении маловязкой (1,7 мПа-с) нефти чередующимися оторочками СО2 и воды в соотношении 1:2:3 обеспечивается дополнительный прирост нефтеотдачи: в однородном пласте -- 26%; в слоисто-неоднородном при коэффициенте вариации проницаемости 0,5; 0,75 и 1 -- соответственно 20, 12 и 8,4%. При этом общий расход диоксида углерода составляет 20% объема порового пространства.

В целом даже при соблюдении всех перечисленных пяти условий фактические показатели вытеснения нефти при помощи физико-химических и газовых методов МУН при практической их реализации обычно существенно отличаются от расчетных (проектных). Подобная неопределенность прогнозирования должна учитываться при проектировании. Это делается за счет применения при проектировании метода МУН не только самих расчетных значений показателей, но и диапазона возможного изменения этих значений. Диапазон изменения определяется заданной достоверностью и степенью изученности метода МУН и пласта.

3. Заключительная часть

Таким образом, промысловые результаты применения дистиллерной жидкости для повышения охвата пластов заводнением и нефтеотдачи показывают следующее:

1. Площадная закачка осадкообразующей композиции (дистиллерная жидкость с pH=7-9 + сточная вода) позволяет повысить коэффициент охвата пласта заводнением и разрабатывать пласт при относительно низкой обводнености скважин.

2. При закачке дистиллерной жидкости в сочетании со сточной водой особое внимание должно уделяться сохранению приемистости и дебитов скважин, для этого:

а) количество взвешенных частиц и сточной воде не должно превышать 30 - 40 мг/л;

б) создаваемые в пласте оторочки дистиллерной жидкости и сточной воды должны быть разделены пресноводной оторочкой для предотвращения их контакта в водоводах, в скважине и призабойной зоне скважины;

в) при относительно низкой обводнености добываемой продукции (30 - 50 %) рекомендуется закачка больших порций дистиллерной жидкости и сточной воды, каждая из оторочек этих жидкостей должна создаваться непрерывно, в течение определяемого опытным путем (3 - 6мсс и более); при росте обводнености скважин размеры оторочек должны снижаться;

г) для предотвращения прорыва дистиллерной жидкости в добывающие скважины, в них необходимо проводить водоизолирующие работы с применением гелеобразующих технологий.

Список использованных источников

1. М.Н. Персиянцев, М.М. Кабиров, Л.Е. Ленченкова «Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов». Оренбург. Оренбургское книжное издательство, 1999-224с.

2. А.И. Акульшин «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». М., Недра, 1989. 360 с.

Размещено на Allbest.ru