сайт для профессиональных нефтяников
Главная » Статьи » Повышение нефтеотдачи пластов » Примеры технологий повышения нефтеотдачи пластов

Зарубежный опыт применения тепловых, газовых, химических методов повышения нефтеотдачи пластов

Зарубежный опыт применения тепловых, газовых, химических методов повышения нефтеотдачи пластов

Тепловые методы. Приоритетность тепловых методов с точки зрения масштабов внедрения (количество проектов) и добычи нефти, прослеживается с самого начала появления официальных статистических данных о внедрении МУН и объясняется невозможностью ввода в разработку месторождений высоковязких нефтей с использованием других методов воздействия. Высоковязкие нефти открыты на 267 месторождениях мира. Эти месторождения и будут определять перспективу развития термических методов добычи нефти.

Больше всего за счет тепловых методов в 2000 г. добыто в странах ОПЕК (около 29 млн. т), около 12 млн. т в Венесуэле и 16 млн. т в Индонезии. Необходимо отметить, что именно в Индонезии на месторождении Дьюри с середины 80-х годов компания PT Caltex реализует самый крупный в мире проект по закачке пара с добычей 16 млн. т нефти в год.

В США тепловые методы традиционно играют приоритетную роль, что объясняется наличием огромных запасов тяжелых нефтей в Калифорнии, однако в последнее время все большее внимание здесь начинают уделять газовым методам. Основная добыча — за счет закачки в пласт теплоносителя.

В Канаде в основном реализуются парообработки призабойной зоны скважин. Однако в отличие от США и других стран здесь также широко испытываются и новейшие технологии (закачка в пласт кислорода для внутрипластового горения, комбинированные технологии).

Интенсивность применения тепловых методов в Европе в последние годы заметно снизилась.

В настоящее время созданы и ведутся работы по созданию принципиально новых технологий, позволяющих охватить практически все потенциальные ресурсы высоковязких нефтей. К ним относятся следующие технологии:

  • парогазоциклического воздействия на пласт, дающая возможность выходить с процессами теплового воздействия на большие глубины;
  • пароциклических обработок скважин;
  • разработки карбонатных коллекторов в пластах небольшой толщины, содержащих высоковязкие нефти;
  • комплексного освоения месторождений высоковязких нефтей тепловыми методами с извлечением ценных компонентов, содержащихся в нефтях и вмещающих их породах.

Эффективность тепловых методов в значительной степени определяется техническим совершенством оборудования. Несмотря на широкое распространение паротепловых методов добычи нефти, в мировой практике имеют место неудачные проекты. Как показывает анализ причин неэффективности тепловых обработок, достаточно часто эти неудачи объясняются малой информативностью в процессе нагнетания пара.

При оценке возможных перспектив развития тепловых методов в России необходимо учитывать их высокую капиталоемкость, обусловленную большой стоимостью специального оборудования и необходимостью использования достаточно плотных сеток скважин, что малоэффективно при больших глубинах залегания пластов. Тем не менее, тепловым методам нефтеизвлечения высоковязких нефтей и природных битумов практически нет альтернативы.

Газовые методы. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов — наиболее динамично развивающиеся технологии, которые стали активно внедряться с начала 80-х годов. Методы вытеснения нефти углеводородным газом и СО2 и их модификации — наиболее эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов для низкопроницаемых коллекторов. Их применение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 5-17 % по сравнению с традиционными методами разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко и коммерчески обоснованно газовые технологии применяются в США, где в настоящее время действует 169 проектов.

Рост активности в области изучения и внедрения газовых методов прежде всего связан с принятием новой программы увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях легких нефтей в Венесуэле, где раньше эти технологии не применялись, открытием крупных запасов СО2 в США.

Химические методы. Химические или физико-химические методы повышения нефтеотдачи — одно из перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Физико-химические методы предназначаются в основном для нефтей малой и средней вязкости. Несмотря на то, что доля использования физико-химических методов в мире сравнительно невелика, следует ожидать увеличения уровня добычи в будущем.

Физико-химические методы в разные годы применялись в США, Канаде, КНР, Франции, Германии, Индии, Индонезии, Бразилии. После падения цен на нефть в 1986 г. количество проектов применения физико-химических МУН резко сократилось из-за высокой стоимости химреагентов и большой доли затрат на них в общих расходах. В США, например, в середине 80-х годов на долю этих методов приходилось наибольшее число всех действующих проектов — 206 (или 40 %) от общего числа действующих проектов МУН, в 2004 г. было только 4 действующих проекта. Тем не менее, количество действующих проектов во всем мире стабильно сохраняется на уровне 24-26 проектов, причем в настоящее время 90 % из них реализуется в Китае. По состоянию на апрель 2008 г. в КНР реализуется 19 проектов по закачке полимеров, один проект в Индии, один проект в Аргентине, два проекта в США, один проект в Канаде. Динамики добычи нефти за счет применения физико-химических МУН в США и КНР представлены на рисунке ниже.

Динамика добычи нефти за счет применения физико-химических МУН

Динамика добычи нефти за счет применения физико-химических МУН в США (а) и в КНР (б).

Химические методы в зарубежной литературе, как правило, делятся на четыре группы по характеру применяемого агента:

  • полимеры;
  • поверхностно-активные вещества (ПАВ);
  • щелочное заводнение;
  • комбинированные методы с использованием комплекса реагентов.

Количество нефти, оставшейся в пласте после вытеснения водой, зависит от литологии и неоднородности коллектора, химического состава и свойств флюидов, температуры и т.д. В результате применения заводнения в пласте образуется два типа остаточной нефти. Первый тип остаточной нефти содержится в промытых водой зонах продуктивного пласта и имеет большее содержание тяжелых компонентов (смол, асфальтенов), чем исходная нефть. Образование второго типа остаточной нефти связано с неравномерным вытеснением нефти из неоднородного коллектора, что приводит к образованию целиков нефти в плохо дренированных, застойных зонах, линзах и пропластках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. По своему составу и свойствам остаточная нефть второго типа мало отличается от исходной нефти месторождения.

Тип смачиваемости породы коллектора в значительной степени определяет свойства и строение слоев остаточной нефти первого («классического») типа. В случае гидрофильной породы вода смачивает поверхность коллектора и вытесняет нефть в поры крупного и среднего размера, т.е. действие капиллярных сил в данном случае способствует более полному вытеснению нефти. В результате заводнения в гидрофильной пористой среде остается 20-45 % исходной нефти, которая представляет собой рассеянные капельки нефти, блокированные в порах пласта. Прямое микроскопическое исследование остаточной нефти показало, что в гидрофильных коллекторах их строение зависит от размеров пор и скорости движения вытесняющего агента (воды).

При вытеснении нефти водой из гидрофильных пластов реализуется механизм поршневого вытеснения, при котором основное количество нефти добывается за время безводного периода. В гидрофобных коллекторах смачивающей жидкостью является нефть, поэтому вода вытесняет нефть только из крупных и средних пор. В мелких порах нефть удерживается капиллярными силами, что является основной причиной низкой степени извлечения нефти из гидрофобных пластов. Таким образом, в гидрофобных коллекторах остаточная нефть содержится в виде пленки на поверхности и в малых порах.

Большинство минералов, образующих нефтяные пласты, относится к гидрофильным. Максимальную гидрофильность имеют глины гидрослюдового состава и кварц. Минимальной гидрофильностью обладают известники, доломиты и полевые шпаты. Значительная часть коллекторов нефтяных месторождений обладают промежуточной смачиваемостью, т.е. содержат гидрофильные и гидрофобные участки. Поэтому в месторождениях после заводнения может содержаться остаточная нефть в виде защемленных капель и пленочная нефть.

На структуру, свойства и количество остаточной нефти «классического» типа оказывают влияние также вязкость нефти, содержание в ней высокомолекулярных компонентов — смол, асфальтенов, кислот и т.п., т.е. соединений, обладающих поверхностно-активными свойствами. В результате физической и химической сорбции нефти и воды на поверхности коллектора происходит образование граничных слоев, вязкость которых значительно превышает вязкость жидкости в свободном объеме. Граничные слои жидкостей на поверхности твердого тела обладают жидкокристаллическими свойствами, т.е. молекулы в граничных слоях расположены упорядоченно. Толщина граничных слоев воды составляет около 0,1 мкм. Толщины граничных слоев нефти увеличиваются по мере роста её вязкости. Взаимодействие поверхностно-активных компонентов нефти с горной породой приводит к увеличению степени её гидрофобности, увеличению доли и повышению структурно-механических свойств пленки остаточной нефти.

Образование второго типа остаточной нефти связано с неравномерным вытеснением нефти из неоднородного нефтяного пласта. Увеличение степени неоднородности нефтяного коллектора способствует уменьшению охвата пласта заводнением, приводит к прорыву закачиваемых вод по высокопроницаемым пластам и каналам, т.е. к росту количества остаточной нефти данного типа в пласте. Увеличение вязкости нефти (точнее, отношения вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды) и наличие у нефти неньютоновских свойств также способствуют неравномерному вытеснению нефти из пласта при заводнении.

Таким образом, увеличения степени вытеснения нефти можно достичь:

  • увеличив степень охвата неоднородного пласта заводнением;
  • уменьшив количество остаточной нефти в граничных слоях на поверхности коллектора;
  • вытеснив капиллярно защемленную нефть составами с низкими межфазными натяжениями.

Эффективность вытеснения нефти водой характеризуется коэффициентом нефтеотдачи, который представляет собой произведение двух величин: коэффициента охвата пласта заводнением и коэффициента нефтевытеснения. Химические методы повышения нефтеотдачи разделяются на две группы:

  • влияющие на коэффициент нефтевытеснения, т.е нефтевытесняющие составы, воздействующие на капиллярно-удерживаемую нефть;
  • повышающие охват пласта заводнением, т.е. воздействующие на нефть в плохо дренированных участках и пропластках.

Для увеличения степени охвата пластов заводнением применяются потокоотклоняющие технологии, регулирующие вязкость вытесняющего флюида и проницаемость неоднородного пласта: полимерное воздействие, вязкоупругие дисперсные композиции, геле- и осадкообразующие технологии и т.п. Потокоотклоняющие технологии позволяют более эффективно использовать нефтевытесняющие свойства закачиваемых вод.

Уменьшить количество нефти в граничных слоях возможно путем применения реагентов, улучшающих смачиваемость породы вытесняющей водой. Подавить капиллярные силы, удерживающие остаточную нефть, возможно при использовании ПАВ и композиций на их основе.

Часто рекомендуется использовать сочетание потокоотклоняющих и нефтевытесняющих технологий, т.е. воздействовать одновременно на оба типа остаточной нефти в пласте.

Для вытеснения остаточной нефти первого типа из пористой среды необходимо преодолеть капиллярные силы, удерживающие нефть. Соотношение сил динамического напора к капиллярным силам описывается капиллярным числом (Nc):

Nc =u×h/s,

где u — скорость фильтрации, м/с; h — вязкость вытесняющей жидкости, мПа×с; s — межфазное натяжение, мН/м.

Кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа по мере роста значения Nc может быть разделена на три участка. Первый практически горизонтальный участок наблюдается при Nc = 10-6 — 10-8, что соответствует условиям обычного заводнения. При этом в зависимости от свойств коллектора и нефти остаточная нефтенасыщенность может составлять 20 — 45 %. На втором участке, при больших значениях капиллярного числа, наблюдается быстрое снижение содержания остаточной нефти. Наклон этого участка на кривой зависимости остаточной нефтенасыщенности от Nс мало зависит от условий конкретного месторождения. Однако положение кривой на графике определяется свойствами породы коллектора и нефти. В случае гидрофобных коллекторов кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа сдвигается в область больших значений Nс. Дальнейшее увеличение Nс не приводит к дополнительному нефтевытеснению, т.к. оставшаяся в пористой среде нефть будет существовать в виде слоя высокомолекулярных соединений, адсорбированного на поверхности минеральной породы и в тупиковых порах (третий участок кривой).

В случае гидрофильных коллекторов увеличение Nc до 10-4 позволяет уменьшить остаточную нефтенасыщенность на 4-6 %. В этом случае происходит уменьшение нефтенасыщенности за счет слипания глобул нефти в смежных порах и страгивания нефти, защемленной водой. Дальнейшее увеличение Nc до 10-3-10-2 позволяет снизить остаточную нефтенасыщенность до 5-10 % и менее. Уменьшение нефтенасыщенности происходит за счет практически полного подавления капиллярных сил. В присутствии глинистого цемента и минералов при одинаковых значениях капиллярного числа степень извлечения нефти будет ниже, т.к. часть нефти заполняет межзерновое пространство глинистых минералов и для её удаления необходимо преодолеть не только капиллярные силы, но и силы сцепления зерен породы.

Полимеры. Закачка полимерных композиций в нефтяные пласты рассматривается как способ уменьшения соотношения вязкостей вытесняющего агента (воды) и нефти, а также эффективный метод выравнивания неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пористой среды.

Полимерное заводнение применяется уже более 40 лет. За это время было реализовано множество проектов, в различных геолого-физических условиях, что позволило сформулировать критерии успешного применения процесса:

  • проницаемость выше 20 мД;
  • насыщенность подвижной («активной») нефтью не менее 0,15;
  • начальная водонасыщенность ниже 0,47;
  • температура до 70 оС;
  • вязкость пластовой нефти от 5 до 200 мПа×с;
  • возможно применение на любой стадии разработки, но лучшие результаты получены при применении на ранней стадии.

Для успешной реализации полимерного заводнения (как, впрочем и для других методов) необходимо [13]:

  • тщательное изучение геолого-физических характеристик пласта;
  • проведение лабораторных исследований по подбору марки полимера, оптимальной концентрации, стабильности полимера и т.д.;
  • моделирование для определения оптимальной концентрации полимера и размера оторочки;
  • проведение фильтрационных исследований;
  • контроль качества полимера;
  • постоянный мониторинг процесса.

В 90-х годах прошлого века безусловным лидером в области полимерного заводнения являлись США — в 1986 г. там реализовывалось 178 проектов (табл. ниже). Однако, снижение цен на нефть, а также новые разработки, позволившие решить технологические проблемы применения газовых методов, существенно снизили число проектов полимерного заводнения — в 2004 г. действовало всего 4 проекта.

Таблица. Результаты некоторых реализованных проектов полимерного заводнения в США.

Месторождение

Стадия

Тип коллектора

Полимер

Прирост КИН, %

Tiber Manville South

Вторичный

Песчаник

ПАА

2

Pembina

Вторичный

Песчаник

ПАА

0

Wilmington

Вторичный

Песчаник

ПАА

0

East Colinga

Вторичный

Песчаник

Биополимер

0

Skull Creek South

Вторичный

Песчаник

ПАА

8

Skull Creek Newcastle

Вторичный

Песчаник

ПАА

10

Oerrel

Вторичный

Песчаник

ПАА

23

Hankensbuettel

Вторичный

Песчаник

ПАА

13

Owasco

Вторичный

Песчаник

ПАА

7

Vernon

Вторичный

Песчаник

ПАА

30

Northeast Hallsville

Вторичный

Карбонаты

ПАА

13

Hamm

Вторичный

Песчаник

ПАА

9

Sage Spring Cr. Unit A

Вторичный

Песчаник

ПАА

1,2

West Semlek

Вторичный

Песчаник

ПАА

5

Stewart Ranch

Вторичный

Песчаник

ПАА

8

Kummerfeld

Вторичный

Песчаник

ПАА

6

Humtington Beach

Вторичный

Песчаник

ПАА

4

North Stanley

Третичный

Песчаник

ПАА

1,1

Eliasville Caddo

Третичный

Карбонаты

ПАА

1,8

North Burbank

Третичный

Карбонаты

ПАА

2,5

В последние годы лидером в области закачки полимеров является Китай. Полимерное заводнение успешно применяется на основных месторождениях КНР, таких как Daqing и Shengli. Применение полимерного заводнения только на этих двух месторождениях позволило получить в 2004 г. около 14 млн. т нефти, получен прирост КИН 14 %.

Месторождение Daqing открыто в 1959 г. Характеризуется сложным геологическим строением, высокой неоднородностью коллекторов. Пластовая нефть средней вязкости (9 мПа×с), пластовые воды низкоминерализованные (5-7 г/л), пластовая температура 113оС. В 1972-1986 гг. было проведено три пилотных испытания, которые показали низкий прирост КИН (меньше чем 5 %). После проведения дополнительных лабораторных исследований в 1990 г испытания были продолжены на четырех опытных участках. Был получен прирост КИН от 11 до 14 %.

В 1993 г. опытно-промысловые испытания были продолжены на расширенном опытном участке в блоке B1-FBX площади S. Добыча нефти с помощью заводнения на этом участке началась в 1963 г и на момент закачки полимера обводненность добываемой жидкости составляла 88 %. Полимерная оторочка закачивалась с января 1993 по апрель 1997 г. В первой оторочке примерно 40 % составлял высокомолекулярный полимер. Необходимо отметить, что при закачке высокомолекулярного полимера, его концентрация снижалась с 0,1% до 0,08%, а приемистость на 9 %.

Суммарная добыча нефти на пилотном участке к концу закачки полимера составила 1,6 млн. т, прирост КИН составил 13 %. Добыча нефти увеличилась с 70 до 1500 т/сут, обводненность снизилась с 91 до 74 %.

Распространение полимерного заводнения на все месторождение началось в 1996 г. В 2004 г на месторождении Daqing действовал 31 проект с охватом 2427 нагнетательных и 2916 добывающих скважин. По состоянию на 2005 г добыча нефти за счет полимерного заводнения составила 60 млн.т. При этом примерно 38 % полимера закачано в пласты с проницаемостью меньше 500 мД. Прирост КИН составил 10-12 %. В 2005-2010 гг. на месторождении планируется продолжение работ по закачке полимера более чем в 30 блоках. При этом будут использованы солестойкие высокомолекулярные полимеры. Планируется с помощью флокулянтов использовать абсорбированный в пласте полимер для повышения эффективности полимерного заводнения.

На втором по величине месторождении Китая Shengli испытания полимерного заводнения начались в 1992 г. на площади Gudao. Затем испытания были продолжены в других частях месторождения с различными коллекторскими свойствами. Характерной особенностью месторождения Shengli является то, что его площади существенно отличаются друг от друга по свойствам пластовых флюидов, коллекторским свойствам, пластовой температуре. Пласты сложены рыхлыми песчаниками с высокой проницаемостью (более 1000 мД) и пористостью выше 30 %. Здесь было решено применять оторочки малого объема с высокой концентрацией полимера (более 0,15 %). Пилотный участок включал 40 нагнетательных и 85 добывающих скважин. Средний дебит нефти добывающих скважин составлял 10 т/сут при обводненности 94 %. Текущий КИН достиг 38,1 %, прогнозный (при обводненности 98 %) — 43,8 %.

В период с декабря 1994 г по 1996 г добыча нефти увеличилась с 660 до 1060 т/сут, обводненность снизилась с 94 до 89 %. Дополнительно добыто 1,2 млн.т нефти, что составило 9,6 % от начальных запасов. Экономический эффект оценивается в 26 млн. долларов.

Двадцатилетний успешный опыт применения полимерного заводнения в Китае показал, что оно может эффективно применяться на месторождениях с обводненностью выше 95 %, давая прирост КИН до 10 %. Установлено, что полимеры с молекулярной массой от 10 до 18 млн. могут применяться в большинстве коллекторов, полимеры с большей молекулярной массой более эффективны в высокопроницаемых пластах, солестойкие полимеры с низкой молекулярной массой — в низкопроницаемых коллекторах.

Ограничивающие факторы для полимерного заводнения следующие:

  • высокая стоимость химреагентов;
  • непроизводственные потери реагентов в породе из-за адсорбции, образования ловушек, реакций с солями и т.д.;
  • потеря приемистости;
  • гравитационное расслоение;
  • недостаточный контроль за продвижением фронта вытеснения;
  • значительная скорость сдвига (в призабойной зоне пласта), механическая, термоокислительная и др. виды деструкции;
  • большое разнообразие механизмов процесса вытеснения, как по площади, так и по разрезу;
  • часто применяется на слишком поздней стадии заводнения, что в значительной степени снижает эффективность реализации проекта.

Полимерное заводнение в варианте закачки сшитых полимерных составов за рубежом применяется в двух вариантах:

  • коллоидально-дисперсные гели (CDG, Tiorco, Inc.), представляющие собой химически сшитые низкоконцентрированные растворы полиакриламида (0,03-0,07 %);
  • вязкоупругие составы или «сильные» гели — химически сшитые (в основном ацетатом хрома) растворы полиакриламида с концентрацией 0,5-1,0 %.

Коллоидальные гели применяются как варианты полимерного заводнения, в котором оторочка уменьшается до 10000 м3 и ниже. Одним из вариантов CDG является технология Bright Water (Nalco), основой которой является закачка дисперсии сверхмалых частиц полимера, набухающих и сшивающихся после размещения в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках в залежах с повышенной температурой [20]. Сильные гели — вязкоупругие составы успешно применяются прежде всего для изоляции трещин, по которым продвигается закачиваемая вода. Процесс изоляции трещин сильными гелями сегодня вполне контролируем, если известны параметры трещин.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Для значительного изменения остаточной нефтенасыщенности пористой среды требуется увеличить значение капиллярного числа не менее чем в 1000-10000 раз. Увеличить значение капиллярного числа можно, увеличив вязкость вытесняющей жидкости и снизив поверхностное натяжение на границе нефть/вода. Вязкость вытесняющей жидкости невозможно увеличить более чем в 5-10 раз, поэтому основной эффект может быть достигнут за счет применения высокоэффективных растворов и композиций ПАВ.

Остаточная нефтенасыщенность гидрофобных коллекторов обычно выше, чем в случае гидрофильных. Поэтому возможно уменьшить содержание остаточной нефти в пористой среде, если изменить смачиваемость поверхности породы. В качестве смачивателей эффективны растворы щелочных реагентов, ряда ПАВ и т.п.

Таким образом, сущность метода заводнения с применением ПАВ заключается в повышении нефтевытесняющих свойств воды и активации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и уменьшения краевых углов смачивания. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти. В настоящее время заводнение с оторочками ПАВ практически не применяется. Как правило используется комбинированное ПАВ-полимерное воздействие.

Проблемы, ограничивающие применение ПАВ:

  • адсорбция ПАВ на поверхности породы;
  • значительное разбавление оторочки;
  • образование стойких эмульсий;
  • проблемы обработки и утилизации;
  • высокая стоимость реагентов.

Щелочное заводнение. в основном осуществляется на месторождениях с кислыми нефтями, содержащими нафтеновые кислоты. При этом образуются ПАВ, увеличивающие подвижность нефти. Кроме того, щелочь, адсорбируясь на поверхности породы изменяет ее смачиваемость, что способствует солюбилизации нефти, увеличению капиллярного числа.

При применении полимер-щелочного варианта технологии необходимо учитывать возможность химического взаимодействия щелочи с полимером.

Критерии успешного применения щелочного заводнения включают:

  • достаточно однородные пласты с проницаемостью >0,020 мкм2;
  • температура пласта до 90 оС;
  • вязкость нефти меньше 200 мПа∙с, плотность от 850 до 960 кг/м3, необходимо наличие органических кислот, кислотное число более 0,2 мг КОН/г нефти;
  • предпочтительны песчаники, гидрофобные малоглинистые коллектора.

Процесс сложен для проектирования, т.к. такие явления как эмульгирование нефти. капельное увлечение и улавливание нефти в щелочной среде трудно моделировать и описать математически. Карбонатные пласты, как правило, не подходят для данного МУН так как часто содержат ангидрит и гипс, который взаимодействует с реагентами.

Комбинированное воздействие. Наиболее применяемым в последние годы комбинированным методом является щелочно-ПАВ-полимерное воздействие (alkaline/surfactant/polymer — ASP). Цель закачки такой комбинированной композиции при реализации процесса заводнения состоит в уменьшении остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта. Опытно-промысловые испытания метода проводились на месторождении Sho-Vel-Tum (Оклахома, США), данный проект был поддержан Департаментом энергетики США. Оторочка содержала 0,5 % ПАВ, 2,2 % карбоната натрия, 0,1 % полимера. Проект оказался успешным как с технологической, так и с экономической точки зрения.

В Китае пилотные испытания ASP воздействия проводятся на месторождении Daqing с 1994 г. В качестве щелочи применялись гидроксид и карбонат натрия. Использовалось несколько типов ПАВ — нефтяные и лигносульфонаты, а также биологически полученные ПАВ. В качестве полимера применялся гидролизованный ПАА с различной молекулярной массой. Прирост нефтеотдачи по пяти завершенным проектам составил от 19 до 25 %, три проекта еще продолжаются.

Испытания ASP воздействия проводились также и на других месторождениях Китая — Shengli, Karamay, Liaohe.

На месторождении Shengli ASP заводнение начато в 1992 г., получен прирост КИН 26 %. Повторная закачка проводилась с 1997 по 2002 г. на площади 60 га, опытный участок включал 6 нагнетательных и 10 добывающих скважин. В результате воздействия добыча нефти увеличилась более чем в 2 раза, обводненность снизилась с 96 до 83 %, прирост КИН составил 15,5 %.

В целом, по результатам применения ASP-воздействия можно отметить, что при применении метода прирост нефтеотдачи может составить более 20 %, однако необходимо использовать высокие концентрации полимера. Эффективными оказались оторочки содержащие более 1 % щелочи, примерно 0,3 % ПАВ и более 0,15 % полимера. Основным ограничивающим фактором является высокая стоимость ПАВ.

Обобщая зарубежный опыт, развитие физико-химических МУН можно разделить на два этапа: 1 этап с середины 60-х годов до середины 90-х годов, 2 этап — с середины 90-х годов до настоящего времени. Первый этап характеризуется большим количеством опытных работ с невысокой технико-экономической эффективностью (26 % от всех проектов МУН). Лидером в области внедрения физико-химических МУН является США (176 из 208 проектов). Особенностью развития работ на этом этапе являются: недостаточное понимание механизма происходящих процессов; недостаточная изученность геологии коллекторов; низкая надежность перевода лабораторных результатов в масштабы промысла (масштабирование); отсутствие 3D-моделирования и экспериментов на моделях; большое количество впервые испытываемых технологий; низкие цены на нефть в 70-х годах и к середине 90-х годов.

Второй этап характеризуется небольшим количеством крупных проектов, имеющих коммерческое значение (7 % от всех проектов МУН), значительным увеличением технологической эффективности. Лидером в области физико-химических МУН является Китай (19 из 27 проектов). Получила развитие поддержка со стороны государства (налоговые льготы и т.д.). Особенностью работ второго периода являются: осмысление ошибок прошлого и разработка критериев выбора методов воздействия; внедрение надежных, оправдавших себя технологий с проведением комплекса лабораторных исследований и математическим моделированием; закачка больших объемов оторочек химреагентов (до 60 % порового объема на объекте воздействия); получение значительного технологического (прирост КИН на 10-15 %) и экономического эффекта.

Таким образом, в зарубежной практике под методами увеличения нефтеотдачи (EOR — Enhanced Oil Recovery) понимают закачку больших объемов рабочих растворов в обособленные участки месторождений, где работы ведутся долгосрочно по специально разработанному проекту. При этом тенденции развития МУН привели с одной стороны к резкому ограничению числа реализуемых проектов, с другой стороны — к увеличению суммарной дополнительной добычи нефти за счет реализации проектов. Такой «коммерческий» подход применительно к условиям России имеет как свои достоинства, так и недостатки. Достоинством коммерческого подхода к внедрению МУН являются:

  • внедрение надежных, оправдавших себя технологий;
  • обеспечение в случае успеха большого прироста нефтеотдачи, вовлечение в разработку не извлекаемых при традиционном методе разработки запасов нефти за счет увеличения не только коэффициента охвата, но и коэффициента вытеснения;
  • получение значительного технологического и экономического эффекта.

«Коммерческий» подход также имеет свои недостатки:

  • необходимость вложения значительных капитальных затрат, использование дорогостоящих стационарных установок и значительного количества химреагентов;
  • трудоемкость подготовительных работ, большие срок реализации, отсутствие возможности оперативной реакции на конъюнктуру рынка;
  • наличие риска получения отрицательных результатов и серьезного убытка;
  • невозможность охвата воздействием большого количества месторождений и всего фонда скважин.
Категория: Примеры технологий повышения нефтеотдачи пластов | Добавил: admin (06.04.2012)
Просмотров: 17989 | Теги: химические МУН, газовые МУН, ASP, мун, bright water, тепловые МУН

copyright aznunion © 2009-2018
Яндекс.Метрика