Новые технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах, высоковязких нефтей и природных битумов

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Медицина


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Б.Я. Маргулис, А. Ф. Шагеев, В. А. Альфонсов, М. А. Шагеев, И. И. Иванова и др. Новые технологии разработки залежей нефти…
УДК: 622. 276.1./. 4:552. 54:665. 775. 032. 2
Б.Я. Маргулис1, А.Ф. Шагеев1, В.А. Альфонсов2 М.А. Шагеев1, И.И. Иванова3, Г. В. Романов2, О.В. Лукьянов1, А.В. Семенов1
]ОАО «НИИнефтепромхим», Казань 2ИОФХ КазНЦ РАН, Казань 3МГУ им. М. В. Ломоносоеа, Москва shageevalbert@rambler. ru, borism2@rambler. ru
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ, ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ
В статье приводятся результаты исследований по разработке новых технологий для повышения нефтеотдачи. Разработан новый кислотный комплексообразующий реагент марки АФК для обработки призабойной зоны скважин в карбонатных и глинистых коллекторах. Лабораторными исследованиями подтверждена его высокая эффективность. Разработана новая технология воздействия на залежи высоковязких нефтей и природных битумов продуктами жидкофазного окисления легких углеводородов. Предложена конструкция забойного устройства для его осуществления.
Ключевые слова: АФК, нефтеотдача, карбонатный, глинистый, коллектор, лёгкие углеводороды, оксидат, карбоновые кислоты.
Значительная часть запасов месторождений углеводородов Урало-Поволжья (РФ), а также ряда стран СНГ (Беларусь, Казахстан, Узбекистан и др.) сосредоточена в низкопроницаемых и неоднородных карбонатных коллекторах, разработка которых связана с определенными трудностями. В основном, это:
— низкая пористость-
— трещиноватость-
— неоднородность-
— гидрофобность-
— повышенная вязкость нефти-
— значительное содержание АСПО-
— повышенное содержание сернистых соединений,
и как, следствие всего этого — невысокие значения коэффициента извлечения нефти.
В связи с этим на первый план выходит задача повышения эффективности их разработки как технологиями повышения нефтеотдачи (нагнетательные скважины), так и обработки призабойной зоны (добывающие скважины). При этом следует иметь в виду, что для физико-химических методов воздействия на пласт карбонатный коллектор является значительно более активным (реакционноспособным) по сравнению с терригенным. Именно это обстоятельство зачастую и является решающим фактором при выборе технологии ПНП/ОПЗ скважин. Наибольшее распространение получили методы физико-химического воздействия на основе соляной кислоты (СКО, направленные СКО, селективные СКО, замедленные СКО, обратные кислотные эмульсии и микроэмульсии, кислотный гидроразрыв и т. п.).
Однако эффективность кислотных обработок резко падает при проведении повторных работ и снижении пластового давления, особенно в низкопроницаемых коллекторах. Все это диктует необходимость поиска и применения новых высокоэффективных методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин.
Группой химиков ИОФХ им. А. Е. Арбузова КазНЦ РАН под руководством академика РАН О. Г. Синяшина (В.А. Альфонсов, Л. Н. Пунегова, Г. В. Романов и др.) совмест-
но с нефтяниками и геологами под руководством академика АН РТ Р. Х. Муслимова (Б.Я. Маргулис, В. П. Морозов, И. Н. Плотникова и др.) был разработан и всесторонне исследован в лабораторных условиях новый кислотный комплексообразующий реагент марки АФК для обработки призабойной зоны скважин в карбонатных и глинистых коллекторах.
Предварительные исследования реагента проводились на линейных моделях пласта с целью определения влияния реагента на фильтрационно-емкостные свойства коллектора. На рисунке 1 приведены результаты изменения проницаемости модели после воздействия на нее реагентом АФК и минерализованной водой, а на рисунке 2 то же, но с пресной водой. Из приведенных результатов следует, что применение реагента АФК значительно (в разы) увеличивает проницаемость моделей как при фильтрации минерализованных, так и пресных вод. В реальных условиях это означает увеличение радиуса активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета породы и блокирования вредного влияния глинистой составляющей.
Далее реагент испытывали на образцах естественного керна кизеловских и черепетских отложений. При этом установлено, что в отличие от соляной кислоты реагент АФК равномерно воздействует на коллектор, проникая как в высоко-, так и низкопроницаемые зоны (кизеловские отложения), сохраняя исходную структуру коллектора. Рентгенографическим анализом, проведенным В. П. Морозовым (кафедра минералогии и петрографии геологического факультета КФУ), не установлено появление в образцах керна каких-либо новообразований. При этом частично увеличивается пористость, значительно возрастает проницаемость. Также установлено растворение зернистого кальцита, который цементирует органические остатки, причем максимальное растворение кальцита происходит не в кавернах, а в каналах, их соединяющих. На кернах черепетских отложений после воздействия реагента АФК установлено образование трещинок растворения, которые возникли на границе слойков биокластово-фитогенных и
2 (38) 2011
научно-технический журнал _.
Георесурсы ш*ш_
Б. Я. Маргулис, А. Ф. Шагеев, В. А. Альфонсов, М. А. Шагеев, И. И. Иванова и др. Новые технологии разработки залежей нефти…
биокластово-зоогенных известняков. Трещинки не имеют геометрически правильную форму, являются извилистыми и прерывистыми в шлифе. Появление трещинок растворения объясняет чрезвычайно высокую проницаемость образцов после их обработки АФК (на 2−3 порядка). Важным является следующее: до обработки образцов они относились к поровым коллекторам, не имеющим практической значимости (практически, нулевая проницаемость), после же обработки — стали порово-трещинными коллекторами с высокой проницаемостью. Промышленная ценность при этом требует экспериментального подтверждения.
Помимо кислотных свойств, реагент АФК обладает мощным комплексообразующим эффектом хелатного типа (сравним по действию с ОЭДФК), способным в субстехиометрическом соотношении препятствовать росту кристаллов осадкообразующих солей. Он обладает и кристаллоразрушающим эффектом, видоизменяя форму центра кристаллизации и замедляя их дальнейший рост. Благодаря этому предотвращается выпадение кольматирую-щих гелеобразных осадков и солей, разрушается молекулярная структура глин и происходит вынос продуктов реакции, что подтверждено исследованиями с применением метода ИК-спектроскопии.
Реагент АФК представляет собой гелеобразную массу с содержанием основного вещества более 95%. Он легко растворим в пресных и минерализованных водах для приготовления рабочих концентраций. Реагент может успешно заменять соляную кислоту, практически, во всех технологических операциях по кислотным обработкам призабойной зоны скважин, совместим с плавиковой кислотой
(при обработке терриген-ных коллекторов), а также способен де-кольматизиро-вать и раскаль-тизировать призабойную
Табл. 1. Химический состав оксидата. тону удалятъ
Табл. 2. Характеристики оксидата.
металлы, вызывающие осадкообразование, разрушать и вымывать глинистую составляющую. При воздействии на призабойную зону добывающих скважин увеличивается коэффициент ее продуктивности, особенно, в комплексе с ПАВ и растворителями. Воздействие же через нагнетательные скважины приводит к изменению профиля приемистости (особенно, в комплексе с полимерами) и увеличению проницаемости пористой матрицы, предотвращает загрязнение призабойной зоны закачиваемой водой.
В настоящее время готовится к выпуску опытная партия реагента АФК и планируется проведение опытно-промысловых испытаний на 3−5 скважинах.
В свое время была разработана и внедрена технология воздействия на залежи нефти в карбонатных коллекторах продуктами жидкофазного окисления легких углеводородов — оксидатом. Однако, последовательность операций, предложенная авторами технологии (закачка в пласт окисляемого углеводорода — гексановой фракции, закачка в призабойную зону пласта изомасляного альдегида, закачка в пласт окислителей — азотной кислоты и воздуха) и, главное, закачка азотной кислоты в карбонатный пласт (!!!) на наш взгляд вряд ли способна привести к образованию указанных продуктов окисления. Азотной кислоте гораздо предпочтительнее взаимодействовать с карбонатными компонентами коллектора, чем с изомасляным альдегидом. Декларируемый же авторами эффект скорее всего связан с другими процессами.
Тщательно проанализировав все плюсы и минусы технологии ПНП с так называемым внутрипластовым синтезом оксидата, мы пришли к выводу, что гораздо более эффективной и технологичной должна быть технология внутрискважинного синтеза оксидата. Суть ее заключается в том, чтобы инициировать синтез оксидата в специальном устройстве, спускаемом на забой скважины и устанавливаемом в необходимом интервале обработки. С поверхности в устройство подается фракция легких углеводородов (гексановая, ШФЛУ и т. п.) содержащая специальные селективные катализаторы и воздух. Технология предназначается для интенсификации процесса комплексного воздействия на продуктивные пласты карбонатных коллекторов, особенно для насыщенных высоковязкой парафинистой нефтью.
Механизм воздействия оксидата на призабойную зону пласта (ПЗП) представляется совокупностью нескольких процессов.
1. Так как реакция жидкофазного окисления (ЖФО) легких углеводородов является экзотермической, в результате чего в пласте образуется значительное количество тепла (22 000 кДж на 1 кг окисленного углеводорода), то образующаяся при реакции ЖФО группа растворителей и выделившееся тепло растворяют АСПО при их наличии в ПЗП и разрушают граничный слой нефти на контакте с породообразующими минералами.
2. Вследствие деблокирования порового пространства пород от высокомолекулярных углеводородных соединений улучшаются условия доступа карбоновых кислот к породе. При этом кислотная группа, вступая в химическое воздействие с карбонатным коллектором, увеличивает его проницаемость и пористость. Образующиеся соли карбоновых кислот являются водорастворимыми.
№ п/п Классы веществ % масс.
1 карбоновые кислоты С1-С4 30−45
2 кетоны (ацетон и метил этилкетон) 10−20
3 спирты С1-С4 5−8
4 сложные эфиры 4−8
5 альдегиды 2−4
6 вода 20−30
7 остаток с 1*ш,& gt- 200иС 3−6
№ п/п Характеристика Оксидат 15%-ная соляная кислота-В-2
1 Плотность, г/см3 0,96 1,07
2 Вязкость при 20 °C, спз 3,22 1,70
при 70 °C, спз 1,30 0,72
3 Поверхностное натяжение на границе с 2,24 27,5
керосином, дн/см
4 Температура застывания, иС -40- -45 —
5 pH среды 2−3 0,6
6 Растворяющая способность по отношению 350−415 220
к известняку, кг/м3
7 Скорость растворения известняка, кг/м2час
при 100 °C 0,75 2,5
при 150 °C 0,90 6
при 200 °C 1,40 10,0
8 Скорость коррозии стали «Д»
при 25 °C, мм/год 0,02−0,3 0,15
при 100 °C, мм/год 0,02 0,15
при 150 °C, мм/год 0,10 3,2
при 200 °C, мм/год 0,20 20,0
¦--cm ^ научно-технический журнал
I Георесурсы 2 (38) 2011
Б. Я. Маргулис, А. Ф. Шагеев, В. А. Альфонсов, М. А. Шагеев, И. И. Иванова и др. Новые технологии разработки залежей нефти…
Рис. 1. Изменение проницаемости карбонатно (90%)-глинис-той (10%) водонасыщенной модели при фильтрации воды и реагента на основе АФК.
Рис. 2. Изменение проницаемости карбонатно (90%)-глинис-той (10%) модели пласта при фильтрации пресной воды и воздействии Реагентом.
3. Меньшая скорость реагирования карбоновых кислот с карбонатными породами в сравнении с соляной кислотой позволяет проводить более глубокие обработки призабойной зоны скважины.
4. Образование и нейтрализация кислот происходят непосредственно в пласте, без контакта с оборудованием скважины.
5. Наличие в продуктах окисления уксусной кислоты способствует удалению из призабойной зоны окисных соединений железа, так как в результате их химического взаимодействия образуются водорастворимые соли.
6. Полученные продукты жидкофазного окисления легких углеводородов являются водорастворимыми, а также снижают поверхностное натяжение нефти на границе с твердой фазой, то есть обладают поверхностно- активными свойствами.
На рисунке 3 приведена принципиальная схема осуществления технологии в промысловых условиях.
Известно, что процесс жидкофазного окисления газового ШФЛУ протекает под давлением 50 кгс/см: при температуре 150 — 180 0С с получением оксидата представляющего собой сложную смесь карбоновых кислот, кетонов, спиртов, эфиров и т. п. (Технологический регламент…, 1977).
Примерный состав образующегося при этом оксидата приведен в таблице 1.
Физико-химические характеристики оксидата представлены в табл. 2. Для сравнения приведены аналогичные свойства соляной кислоты с ингибитором В-2
Поскольку приведенные в Технологическом регламенте (Технологический регламент., 1977) пока-
затели процесса получения оксидата малоприемлемы для условий его внутрискважинного синтеза, нами начаты работы по созданию новых катализаторов процесса окисления как с целью снижения давления и температуры реакции, так и увеличения выхода целевого продукта (органических кислот). Получены первые образцы катализатора, которые позволяют вести процесс окисления гексана при 110 °C, при этом степень конверсии углеводородов составляет 70%, а содержание уксусной кислоты в целевом продукте превышает 60%.
Полученный лабораторный образец оксидата (на основе ШФЛУ) был испытан на линейных моделях карбонатного пласта для определения эффективности его применения. Исследования проводили путем многократной прокачки реагента через водонефтенасыщенную модель.
Проведенные эксперименты подтвердили возможность увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения продуктом жидкофазного окисления легких фракций бензина (оксидата). При этом происходит как собственно растворение и вытеснение высоковязкой нефти (ВВН), так и увеличение ее проницаемости за счет взаимодействия карбоновых кислот оксидата с карбонатным коллектором. Суммарный прирост коэффициента вытеснения (КИН) превысил 20%.
Проблема освоения высоковязких нефтей и природных битумов (ВВН и ПБ) актуальна как для Татарстана, так и для других регионов РФ и стран СНГ.
В настоящее время в ОАО «НИИнефтепромхим» организовалась инициативная группа по разработке битумных программ, в которой реанимированы работы А.В. Та-лантова, А. М. Клеева, Е. С. Смерковича по разработке технических средств для воздействия на залежи ВВН и ПБ (Шагеев, Маргулис и др., 2007). Нами доработана технология теплового воздействия на пласт для интенсификации добычи ВВН и ПБ и модернизирована конструкция используемого в ней оборудования, а также разработана новая конструкция запального устройства и система защиты от взрывов. Предлагаемая технология заключается в воздействии на пласт разогретым воздухом. При реализации этого способа на забой скважины на трубах НКТ помещается специальное устройство «твердотопливный нагреватель» (СНПХ-ТТН), который, в свою очередь, включает в себя следующий комплекс оборудования (Рис. 4): ёмкость, наполненную твёрдым и жидким топливом, за-
Рис. 3. Принципиальная блок-схема осуществления воздействия на пласт с применением технологии внутрискважинного синтеза оксидата.
2 (38) 2011
научно-технический журнал ж
Георесурсы Ш2Щ1
Б. Я. Маргулис, А. Ф. Шагеев, В. А. Альфонсов, М. А. Шагеев, И. И. Иванова и др. Новые технологии разработки залежей нефти…
пальный механизм, радиатор защиты резины пакера от повышенных температур, защиту скважины от открытого пламени и взрыва при спуске и горении топлива (аналог шахтёрской лампы) в виде медной сетки. За счет того, что горячий теплоноситель не транспортируется с поверхности, а генерация тепловой энергии происходит непосредственно на забое сква-Рис- 4 жины, мы значительно
уменьшаем потери тепла при прогреве околоскважинной зоны пласта.
Испытания модифицированного СНПХ-ТТН проводились в Республике Казахстан. Месторождение Жыланка-бак было введено в разработку на режиме истощения с очень низким коэффициентом нефтеотдачи. Нефть месторождения Жыланкабак является высоковязкой и при 20 °C вязкость составляет 381. 62 мПа*с, а плотность в поверхностных условиях составляет 0. 913 т/м3. Проблема разработки месторождения с ВВН заключается в том, что естественные изотермические условия практически не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притока в скважины. Применение различных вытеснителей (холодная вода, воздух, газ и др.) в таком случае не даёт желаемого эффекта, т.к. вследствие высоких вязкостных соотношений происходит прорыв вытесняющих агентов и резко снижается эффективность разработки месторождения. Иногда при сверхвязких нефтях (100 мПа*с и более) затруднительно нагнетать рабочие агенты в пласт.
При добыче высоковязких битуминозных нефтей основным, если не единственным, методом интенсификации добычи нефти и увеличения коэффициента извлечения нефти является метод введения тепловой энергии в продуктивный пласт с целью повышения температуры пласта и, соответственно, снижения вязкости добываемых флюидов. Введение тепловой энергии в пласт возможно осуществлять различными методами. Вопрос выбора теплоносителей при проектировании теплового воздействия на пласт для конкретных геологических условий и нефтей имеет решающее значение. Отсутствие в пустыне, где находится месторождение Жыланкабак, достаточного количества воды предопределило применение тепловой технологии с использованием модернизированной конструкции СНПХ-ТТН.
Заложенные в конструкцию СНПХ-ТТН характеристики в ходе промысловых испытаний получили полное подтверждение и позволяют, при необходимости, использовать СНПХ-ТТН как с целью прогрева околоскважинной зоны пласта, так и для инициирования очага внутрипластового горения и получения продуктов внутрипластового крекинга ПБ. Кроме того, было выяснено, что для более полной реализации метода необходимо доработать комп-
лекс оборудования регулирования и контролирования процесса внутрипластового горения, использовать современные методы контроля и автоматики (регулирование подачи воздуха, контроль давления и температуры и т. д.).
Литература
Технологический регламент для проектирования установки окисления газового бензина. ВНИПИгазпереработка. Институт химической физики АН СССР. М. 1977.
Шагеев А. Ф., Маргулис Б. Я., Шагеев М. А., Лукьянов О. В., Романов Г. В., Лебедев Н. А. Внутрискважинный твердотопливный теплогазогенератор. История развития. Нижнекамск: «Экспозиция». № 18. 2007.
B. Ya. Margylis, A.F. Shageev, V.A. Alfonsov, M.A. Shageev, I.I. Ivanova, G.V. Romanov, O.V. Lukyanov, A.V. Semenov. New technologies for recovery of oil from carbonate reservoirs, as well as of high viscosity oils and natural bitumen.
The paper discloses the research results of development of the new technologies for enhanced oil recovery. We developed a new acid complexing agent of AFK brand for the bottom-hole treatment in the carbonate and clay reservoirs. Its high efficiency was verified by the laboratory tests. We developed a new technology for stimulation of high viscosity oils and natural bitumen pools by the products of liquid-phase oxidation of light hydrocarbons. The bottom-hole system for its application is presented.
Key words: AFK, oil recovery, carbonate and clay reservoirs, light hydrocarbons, oxidat, carboxylic acids.
Борис Яковлевич Маргулис
К. хим.н., старший научный сотрудник., зав. отделом
Альберт Фаридович Шагеев Директор НПВЦ технических средств
Максим Альбертович Шагеев Младший научный сотрудник
Олег Владимирович Лукьянов Заведующий лабораторией
Анатолий Владимирович Семенов Инженер
ОАО «НИИнефтепромхим»
420 061, Казань, ул. Н. Ершова, д. 29. Тел. (843)273−14−62.
Владимир Алексеевич Альфонсов Д.х.н., проф., ведущий научный сотрудник
Геннадий Васильевич Романов Д.х.н., проф., член- корреспондент АНРТ, заведующий лабораторией
ИОФХ им. А. Е. Арбузова КазНЦ РАН
420 088, Казань, ул. ак. Арбузова, д. 8. Тел. (843) 273−18−62.
Ирина Игоревна Иванова
Д.х.н., проф., заведующий лабораторией МГУ им. М.В. Ломоносова
Москва, ГСП-1, Ленинские горы, д. 1. Тел. (495) 939−35−70.
^ научно-технический журнал
Георесурсы 2 (38) 2011

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой