Оценка эффективности полимерного заводнения на ПНП и пути снижения себестоимости добычи

Казахский национальный исследовательский технический университет

имени К.И. Сатпаева

e-mail: ahm_tlev_49@mail.ru, bulbulmold@mail.ru

д.т.н., профессор Т.К. Ахмеджанов,

к.х.н., доцент Б.М. Нуранбаева,

магистрант 2 г.о. 6М070800 Г.Б. Кайсариева

Мировое производство нефти постоянно увеличивается и за последние 20 лет средний рост составил 1,45% в год. За этот период были годы, когда добыча падала и роста но общий тренд был направлен на увеличение добычи (с 2947 млн. т в 1987 году до 3988 млн. т в 2012). Мировой финансово-экономический кризис, который привел к уменьшению потребления углеводородного сырья в отдельных странах, показывает на резкое снижение цены на нефти, до 40-50 $ США за баррель. Вместе с тем спрос на энергоресурсы не привел к снижению добычи в краткосрочной перспективе, но указывает на необходимость снижения себестоимости добычи углеводородов.

Нефтегазовый сектор остается одной из основных составляющих экономики Казахстана, и в целом его развитие будет определять перспективы экономики страны. При этом проблема повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) с уменьшением себестоимости добычи является особенно актуальной, так как Казахстан намерен войти в пятерку мировых экспортеров нефти. Важное значение имеет выбор оптимального метода увеличения нефтеотдачи, учитывающий как геологическое строение пласта, физико-химические особенностей коллекторов, так и экономическую составляющую проекта разработки. Значительный прогресс в нефтедобывающей промышленности связан с широким использованием полимерных реагентов в качестве загустителей воды в технологии нефтеотдачи пластов (полимерное заводнение) [1]. Часто практикуемый на казахстанских нефтепромыслах метод повышения внутрипластового давления закачкой морской воды или пластовых вод без соответствующих добавок химических реагентов позволяет выкачивать не более 30% балансовых запасов нефти на месторождениях. Кроме того, безреагентное заводнение создает серьезные эколого-экономические проблемы, а именно, обводненность скважины, затраты на отделение воды от нефти (создание отстойников, разрушение водно-нефтяных эмульсий), загрязнение грунтовых и поверхностных вод нефтью. В связи с этим проблемы ПНП и предотвращения загрязнения окружающей среды для Казахстана становятся особенно актуальными и изыскание новых экологически безопасных способов ПНП – задача первостепенного значения.

Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне. Минимальная остаточная нефтенасыщенность не уменьшается, хотя остающаяся после процесса вытеснения нефтенасыщенность уменьшается, как в обычном, так и в полимерном заводнении. Более высокий коэффициент нефтеотдачи является экономическим стимулом для осуществления полимерного заводнения. Как правило, полимерное заводнение бывает экономически выгодным только в тех случаях, когда отношение подвижностей при обычном заводнении высоко, неоднородность пласта большая или отмечается сочетание этих двух факторов [2].

Существует три способа применения полимеров в процессах добычи нефти:

1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет блокирования зон высокой проницаемости.

2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине. Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.

3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.

Эксперименты с полимерным заводнением и примеры полимерного заводнения на месторождениях нефти.

В работе [3] было сделано сравнение таких свойств нефти как вязкость и плотность, добытой разными методами. Результаты представлены в таблице 1. Как видно из таблицы, существенных различий между свойствами нефтей не наблюдается.

Таблица 1.4 Сравнение свойств нефти

	Полимерное заводнение				Обычное заводнение
Плотность при 20 °С, г/см3	0,866	0,863	0,861	0,864	0,866	0,865	0,862	0,86
Вязкость при 50 °С, мм2/с	27,32	27,54	26,58	28,76	29,8	28,43	28,75	27,8

Лабораторные исследования, проведенные Cheng, J., Wang, D., Sui, X., Zeng, H. and Bai W [4], показывают, что, чем меньше проницаемость пласта, тем полимеры с меньшей молекулярной массой необходимо использовать. Это объясняется тем, что большие макромолекулы не способны проникнуть в зауженные поры. Полимеры с молекулярной массой до 2,4×10⁶ могут успешно применяться на месторождениях с проницаемостью до 20 мД. При молекулярной массе полимера 5,5×10⁶ - 50 мД, и 10×10⁶ - 200 мД.

Нефтяное месторождение Дацин (Китай)

Полимерное заводнение на месторождении Дацин было проведено успешно. Концентрация закачиваемого полимера изменялась от 1,5 до 2,5 г/л, а молекулярная масса бала около 19×10⁶ . Пилотный эксперимент включал 9 нагнетательных и 16 добывающих скважин. После закачки высококонцентрированного полимерного раствора, обводненность добываемой продукции снизилась с 79,6 % до 73,1 %. На данный момент дополнительная добыча нефти составила 15,8 %. Суточный дебит нефти в среднем увеличился на 35,9 %.

Перед проведением пилотного эксперимента, инженеры провели лабораторные испытания полимера на образцах керна, взятых с месторождения Дацин. Проницаемость образцов керна была около 1 Дарси. В экспериментах использовался гидролизованный полиакриламид (ГПАА) с различным молекулярным весом 13 *10⁶ , 17 *10⁶ и 21 *10⁶ . Вязкость используемой нефти была 9,8 мПа*с при температуре 45 °С. Через керн прокачивалась пластовая вода (минерализация воды 3,7 г/л) до достижения значения обводненности 98 %. Затем закачивалась полимерная оторочка. В таблице 2 приведены результаты.

Таблица 2. Результаты лабораторных экспериментов с полимерной оторочкой

Образец керна	Концентрация полимерного раствора, г/л	К-т вытеснения нефти водой, дол.ед.	К-т вытеснения нефти полимерным раствором, дол.ед.	Увеличение нефтеотдачи, %
W-7	0,1	0,38	0,52	13,58
W-9	0,15	0,43	0,69	26,24
W-11	0,15	0,4	0,64	24,13
W-12	0,15	0,41	0,66	24,52
W-10	0,15	0,42	0,65	23,08
W-7	0,15	0,38	0,61	22,86
W-5	0,2	0,38	0,65	26,69
W-3	0,2	0,38	0,63	25,23
W-2	0,2	0,42	0,67	24,98
W-4	0,2	0,4	0,63	23,56
W-1	0,2	0,39	0,62	23,1
W-24	0,25	0,41	0,68	27,61
W-23	0,25	0,38	0,62	24,59
W-25	0,25	0,39	0,65	25,22
W-22	0,25	0,39	0,64	24,1
W-21	0,25	0,42	0,65	23,87

Нефтяное месторождение Тайбер Южный (Канада)

На месторождение Тайбер Южный было проведено полимерное заводнение. Резервуар представлен песчаником, средняя глубина залегания 984 м, с пористостью 26,6 % и проницаемостью 2,1 мД. Вязкость пластовой нефти 58 мПа*с. Средняя концентрация полимера была 0,36 г/л. Дополнительная добыча нефти составила 2 % [5].

Нефтяное месторождение Брелум (США)

Компания Texoco Inc. провела полимерное заводнение на месторождении Брелум в 1969 году. Пласт-коллектор месторождения представлен песчаником. Глубина залегания 594 м, пористость 29,3 %, среднее значение проницаемости 399 мД. Вязкость нефти при пластовых условиях составляла 9,8 мПа*с. В технологический процесс была вовлечена только часть месторождения общей площадью 264 акра. Было использовано 8 добывающих и 12 нагнетательных скважин. В пласт была закачена полимерная оторочка размером 0,25 порового объёма. Концентрация полимера 0,0389 г/л. Дополнительная добыча нефти составила 8,6 % [6].

Нефтяное месторождение Мармул (Оман)

Месторождение с высоким значением проницаемости – 15000 мД, небольшой минерализацией пластовых вод – 3 г/л, пористость коллектора – 30 %, глубина залегания 292 м, вязкость нефти в пластовых условиях – 80 мПа*с, рассматривалось как хороший кандидат для проведения полимерного заводнения. Расстояние между скважинами – 100 м. Аналитические расчеты показали хорошие результаты, а практическое применение подтвердило оптимистические данные. Полимерная оторочка из гидролизованного полиакрилламида размером 0,63 порового объема, с концентрацией 0,1 %, увеличила нефтеотдачу на 25 %.

Нефтяное месторождение Ангси, (Малайзия)

С месторождения было отобрано более 40 образцов керна, для проведения лабораторных экспериментов с целью определения коэффициента вытеснения нефти с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимера. Вязкость нефти в пластовых условиях – 0,3 мПа×с. Проницаемость породы – 400 мД, пористость – 28 %. Результаты экспериментов показали, что совместное применение ПАВ и полимера намного эффективней, чем их отдельное применение. Среднее увеличение нефтеотдачи составило 28,6 %.

Нефтяное месторождение Восточный Коалинг (США)

Полимерное заводнение было проведено на месторождении Восточный Коалинг в Калифорнии. Площадь проекта составила 2 акра, с пятиточечной системой размещения скважин. Пласт представлен песчаниками со средней пористостью – 26,5 % и проницаемостью от 50 до 480 мД. Вязкость пластовой нефти – 24 мПа×с. Увеличение нефтеотдачи составило 2,8 % при использовании полиакрилламида с концентрацией 0,05 %.

Таким образом, полимерное заводнение ни как не влияет на качество добываемой нефти, и существенных различий в свойствах нефти, добытой путем обычного заводонения и путем полимерного, нет.

Следует, однако, отметить, что стоимость применяемых полимеров очень высокая и для снижения себестоимости добычи нефти с применением полимерного заводнения следует изыскать новые отечественные полимеры.

Литература.

1. Сургучев Я.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. - 256 с

2. Ларри Лейк «Основы методов увеличения нефтеотдачи» Университет Техас – Остин.

3. Ruiquan, Z, Wei, K., Shujuan, H., Shouguo, S., Baochun, Z., and Fujun, X. (1999). Study on the Quality of Polymer Flooding Produced Crude Oil. The 1999 SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference. Oct. 25 – 26. Kuala Lumpur, Malaysia: SPE 57301, 1- 4.

4. Cheng, J., Wang, D., Sui, X., Zeng, H. and Bai, W. (2006). Combining Small Well Spacing With Polymer Flooding To Improve Oil Recovery of Marginal Reservoirs. The 2006 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. April 22–26. Tulsa, Oklahoma, USA: SPE 96946, 1- 9.

5. Chang, H. L. (1978). Polymer Flooding Technology–Yesterday, Today, and Tomorrow. JPT. 1113-1128. 46. Needham, R. B. and Doe, P. H. (1987). Polymer Flooding Review. Soc. Pet. Eng. SPE 17140, 1503-1507.

6. Rowalt, R. J. (1973) A Case History of Polymer Waterflooding-Brelum Field Unit. The SPE-AIME 48^th Annual Fall Meeting of The Society of Petroleum Engineers of AINE. Sept. 30 - Oct. 3. Las Vegas: SPE 4671, 1-8.