ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ ЗАКАЧКИ ПАВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УЗЕНЬ

 

Научный руководитель: к.х.н., доцент Нуранбаева Б.М.

магистрант 6М070800-«Нефтегазовое дело» Бауыржан Ерлан

 

Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева,  г.Алматы, Казахстан

 

Одной из проблем нефтедобывающей промышленности на протяжении многих лет является увеличение объема извлекаемой нефти из продуктивных пластов и темпов разработки нефтяных залежей.

Эффективность работы добывающих и нагнетательных скважин во многом определяют характер процесса выработки нефтяных пластов. Качественная и бесперебойная эксплуатация скважин зависит от геологических и технологических факторов. Под этим понимается эксплуатация их с дебитами нефти, равными потенциальным возможностям пласта при полном охвате его процессом фильтрации. Фактические дебиты нефти обычно бывают ниже потенциальных из-за снижения абсолютной и фазовой проницаемости пород призабойной зоны под влиянием технологических факторов [1].

В области добычи наиболее изучен процесс вытеснения нефти водой. Метод вытеснения нефти из пласта водой (особенно в начальный период разработки месторождения) является самым распространенным. В Российской Федерации свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В странах СНГ с применением законтурного и площадного заводнения из недр извлекается 67% всей добываемой нефти. Эти методы позволили значительно увеличить продолжительность наиболее дешевого способа эксплуатации залежей - фонтанного.

Тем не менее, при вытеснении нефти водой значительная часть нефти остается в пласте неизвлеченной. Низкая нефтеотдача при традиционном заводнении связана с особенностями гидродинамики водонефтяной системы в пористой среде. Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкости, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удерживание нефти в пласте капиллярными силами. Капиллярные силы, действующие на границе между водой и нефтью, защемляют нефть, препятствуя ее вытеснению.

Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пласта обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов на поверхности зерен пород, а также различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть-вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т.е. по сути дела, ее диспергированию. И, наконец, частая неоднородность пласта приводит к тому, что вытеснение происходит в основном из высокопроницаемых зон, в низкопроницаемых зонах остается много нефти.

Вследствие указанных причин в настоящее время разрабатываются и внедряются в практику современные третичные методы добычи, или методы повышения нефтеотдачи пластов. Эти методы являются дорогостоящими, и многие из них все еще находятся на стадии экспериментов. Однако они существенно увеличивают добычу из нефтяных скважин и в ближайшем будущем могут стать более рациональными, действенными и экономичными.

Наиболее перспективные современные методы повышения нефтеотдачи пластов подразделяются на три категории:

1) нагнетание в пласт химических растворов,

2) нагнетание смешивающихся с нефтью жидкостей и газов,

3) тепловые методы воздействия.

В пределах этих перспективных категорий экономически оправданными считаются шесть технологий, улучшающие нефтеотмывающие свойства воды – добавление  поверхностно-активных веществ, щелочей; нагнетание в пласт углекислого газа; подача перегретого пара, воспламенение пластовых флюидов, и добавление к ней растворов полимеров.

Таким образом, решение практических задач более полного нефтеизв-лечения в различных геолого-физических условиях требует знания современных методов и технологий воздействия на залежь, а также современных теоретических представлений процессов и гидродинамических моделей двухфазной фильтрации и вытеснения нефтей водой, газом и растворами активных примесей.

Заводнение растворами ПАВ пластов является одним из основных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Его применение основано на способности ПАВ даже при малых концентрациях снижать соотношение вязкости нефти и воды  и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта.

Основное и самое простое свойство ПАВ заключается в загущении воды. При массовом содержании их в растворе 0,01-0,1 % вязкость ее увеличивается до 3-4 мПа-с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкости нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта по проницаемости. В процессе фильтрации водных растворов ПАВ в пористой среде они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому водные растворы ПАВ рационально применять в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью увеличения охвата их заводнением и улучшения полноты вытеснения нефти из пористой среды [2, 3].

Научные и технологические основы применения ПАВ широко исследованы и изложены в трудах многих авторов.

Существуют три условных времени начала закачки водного раствора ПАВ:

1) с самого начала разработки месторождения;

2)    на поздней стадии разработки месторождения при обводненности продукции скважин на 95 - 100 %;

3)   на промежуточной стадии разработки после прекращения безводного дебита.

Обобщение теоретических, лабораторных и промысловых исследований по применению ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов в нашей стране проведено в работах.

Технологии воздействия на основе ПАВ испытаны и приме­няются в промышленных масштабах на месторождениях Самарской области, республик Башкортостана, Татарстана и Удмуртии, Западной Сибири и других нефтедобывающих ре­гионов страны.

Закачка водных растворов осуществлялась на объек­тах, расположенных в различных нефтегазоносных провинциях. Пласты были представлены терригенными и карбонат­ными коллекторами, различались по проницаемости (0,075 - 0,96 мкм2), вязкости нефти в пластовых условиях (2,1 - 36,0 мПа-с), пластовой температуре (24 - 68 °С). Заводнение применялось на различных стадиях разработки месторождений.

Заводнение на основе ПАВ - один из эффективных методов увеличения   конечной   нефтеотдачи   пластов   и   ограничения объемов попутно добываемой воды. Область применения его весьма широка.

 В зависимости от товарных свойств ПАВ при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт водных растворов ПАВ увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул ПАВ на поверхности породы [3, 4] .

Результаты анализа эффективности обычного водного заводнения ПАВ показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60-70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке ПАВ практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение водного заводнения ПАВ на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.

Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70 °С происходят разрушение молекул ПАВ и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс водного заводнения ПАВ трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул ПАВ [5, 6].

В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных ПАВ становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые ПАВ биологического происхождения пока практически недоступны.

Узеньское месторождение было открыто в 1961 году, введено в промышленную разработку в 1965 году. Площадь месторождения составляет около 500 км2. Начальные геологические запасы нефти оцениваются более чем 1 млрд. тонн.

 Узеньское месторождение является вторым по величине нефтегазовым месторождением в Казахстане после Тенгиза. С начала разработки месторождения извлечено более 300 млн.тонн нефти, остаточные извлекаемые запасы составляют около 200 млн.тонн. Нефть характеризуется высоким содержанием парафина (более 20% по весу с температурой застывания +30-32˚С) [7, 8].

В настоящее время на месторождении Узень выделяется 13 продуктивных горизонтов. Для каждого из горизонтов установлена своя собственная локальная система распределения флюидов газ – нефть - вода, со своими газо-водонефтяными уровнями, что может свидетельствовать о размещении в отложениях каждого горизонта отдельной залежи. Толщина продуктивных горизонтов изменяется о 20 до 175 и более метров, а разделяющих их глинистых пачек от 5 до 20м. Горизонты достаточно хорошо выдержаны на площади, но в пределах отдельных участков отмечаются значительные литолого-фациальные изменения отложений.

Для определения ожидаемого эффекта от закачки водного раствора ПАВ (Сумирола) в скважину найдем дополнительное количество нефти, которое получится за все время работы  скважины на повышенном дебите на рассматриваемый период. Для этого зададимся продолжительностью эффекта Тэ=1 год, в течение которого скважины работает со стабильным повышенным дебитом q2 = 3,5 тонн/сутки. Дебит скважины до внедрения составляет q1 = 0,5 тонн/сутки. Коэффициент эксплуатации скважины составляет Кэ = 0,95.

 

литературА

1.                 Петров Н.А., Ногаев Н.А. Применение катионного ПАВ, синтези­рованного из некондиционного гептила //Передовые технологии стр-ва и ремонта скважин: Материалы 1-й науч.- практ. конф.,( Пермь, 23-26 нояб. 2004 г.): Сб. науч. тр. - СПб, 2005. – с. 233-235.36.

2.                 Петров Н.А., Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Ногаев Н.А Катионоактивные ПАВ – эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности /.; Под ред. Агзамова Ф.А. - СПб.: Недра, 2004. - 408с.

3.                 Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов /Петров Н.А., Султанов В.Г., Конесев В.Г., Давыдова И.Н.; Под ред. проф. Конесева Г.В. - СПб.: Недра, 2007. - 544с.

4.                 Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М., 1986г.-250 с.

5.                 Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М. Недра, 1988г.

6.                 Курбанов А.К.  О некоторых обобщениях уравнений фильтрации
двухфазной жидкости//Науч.-техн. сб. ВНИИ. - Вып. 15. - М., 1961. - С. 32-38.

7.                 Алмаев Р. X. Исследование эффективности нефтеизвлечения вязко-упругими растворами полимеров и ПАВ//ВИНИТИ/Депонированные научные работы.- 1992.- № 8.- С. 61.

8.                                    Курбанов А. К., Атанов Г.А. К вопросу о вытеснении нефти водой
из неоднородного пласта//Нефть и газ Тюмени. - 1974. - Вып. 13. - С. 36-38.