Full Text

Введение Поддержание пластового давления с помощью закачивания воды является одним из часто применяемых методов в нефтяной отрасли [1, 2]. Данный метод способствует вытеснению нефти и поддержанию пластового давления для обеспечения более полной выработки запасов с месторождения [3]. В ходе данной технологии возможно закачивание как добываемой воды, так и морской [4]. В прошлом веке уделялось небольшое внимание влиянию состава и концентрации воды на нефтеотдачу. Одной из главных задач при проектировании системы поддержания пластового давления (ППД) была минимизация повреждения пласта при возможном взаимодействии между закачиваемым и пластовым флюидом [5]. В последние годы в закачиваемую воду стали добавлять компоненты, способствующие увеличению смачиваемости пласта, что приводит к повышению нефтеотдачи [2]. Данный способ получил широкое применение, особенно в периоды снижения цены на нефть, из-за чего и добыча нефти в больших объемах становилась более важной с экономической точки зрения [6-12]. Стоит отметить, что повышение нефтеотдачи при закачивании воды путем снижения ее солености является более дешевым методом по сравнению с другими применяемыми методами [13]. Также важно отметить, что прямая закачка пресной воды в пласт обычно не рекомендуется, поскольку это может привести к набуханию глины, что влечет за собой повреждение коллектора и резкое снижение проницаемости [17-19]. Это может быть связано с тем, что в закачиваемую воду добавляются соли. Фильтрация мелких частиц также может влиять на нефтеотдачу из-за капиллярного эффекта [1]. Влияние концентрации рассола на нефтеотдачу было описано Дж. Мартином, который утверждал, что использование слабосоленой воды для закачки является более эффективным методом снижения остаточной нефтенасыщенности по сравнению с использованием рассола [11, 13]. На протяжении многих лет проводился ряд экспериментов и исследований для проверки эффективности закачивания слабосоленой воды (LS) по сравнению с закачиваемой простой водой. В результате рядом исследователей было обнаружено, что введение слабосоленой воды в песчаники и карбонатные пласты повысило коэффициент нефтеотдачи за счет снижения остаточной нефтенасыщенности в зонах, не охваченных разработкой [2, 6-10]. Другим преимуществом повышения нефтеотдачи при заводнении слабосоленой водой является то, что его можно легко применять в сочетании с другими методами, включая закачку полимеров, поверхностно-активных веществ, пены и т.д. [12-16] Механизмы заводнения с использованием слабосоленой воды Фильтрация мелких частиц [7-38]. Хотя керн с мобилизованными частицами, как правило, подвергается влиянию в зависимости от уровня солености, при обжиге песчаника под названием Береа при 800 °С и удалении оксидов металлов путем кислотной обработки нефтеотдача прекращает зависимость от солености [22]. Все эти факторы - мобилизованные частицы, нефть и предварительная водонасыщенность - необходимы для эффективности влияния солености на нефтеотдачу [23]. Ca2+ и Mg2+, которые обладают способностью уменьшить силы отталкивания между частицами породы и глины, стабилизируют глину [24]. Однако слабосоленая вода, обладающая дестабилизирующим эффектом, вызывает перемещение частиц ила и глины, которые переносятся потоком воды и блокируют поры, что изменяет траекторию водных потоков. Этот процесс приводит к вытеснению остаточной нефти из соответствующих зон [1, 22]. Эксперименты Лагера, Чжана и Морроу показали, что дестабилизация мелких частиц не оказала значительного влияния на процент нефтеотдачи, поскольку одной миграции мелких частиц недостаточно. Осмотический эффект, уменьшение связывания ионов, межфазная вязкость, вязкость нефти и градиент межфазного натяжения, возникающие в зависимости от состава рассола, также играют важную роль [5, 25, 38]. Снижение межфазного натяжения [27, 37-39]. По мнению Макгуайра, механизмы низкой солености могут быть реализованы за счет увеличения pH и снижения межфазного натяжения [26, 39]. Увеличение значения pH может быть вызвано обменом между ионами водорода в воде и адсорбившимися ионами натрия. Увеличение значения pH также облегчает процесс выделения органических веществ из глины [24]. Обмен между прилипшими ионами натрия и водорода, присутствующими внутри закачиваемой воды, приводит к образованию -OH в растворе, сопровождая увеличение значения pH [8]. Мелкие частицы мобилизуются, вызывая снижение проницаемости, что повышает эффективность вытеснения [25]. Эксперимент Валдя и Фоглера (1992) показал, что хотя при pH < 9 наблюдалось постепенное снижение проницаемости, при pH > 11 эта тенденция стала более резкой [27]. Когда значение pH достигает достаточно высокого значения, органические кислоты в сырой нефти образуют поверхностно-активные вещества, которые снижают межфазное натяжение. Эти поверхностно-активные вещества могут образовывать эмульсии «нефть - вода» или «вода - нефть», при этом повышая эффективность вытеснения закачиваемой воды. Этот эффект может наблюдаться только тогда, когда значение pH превышает 9 [27]. Многокомпонентный ионный обмен (МИЭ) [38]. Перед закачкой слабосоленой воды полярные органические соединения сырой нефти соединяются с многовалентными или двухвалентными катионами, прикрепленными к поверхности породы, образуя металлоорганические комплексы. После проведения МИЭ рассол вымывает все металлоорганические комплексы, заменяя их незакомплексованными катионами [28]. Лагер и др. (2006) обнаружили, что даже без каких-либо изменений в доле солености в воде нефтеотдача может увеличиться при удалении двухвалентных катионов с поверхности керна [20]. При обжиге и кислотной обработке керна зависимость от солености исчезает, и глинистые минералы лишаются способности обменивать ионы. Это открытие также объясняет, почему слабосоленая вода не работает при добыче нефти с богатым минеральным контентом. Это связано с тем, что в ней нет полярных соединений, которые могут взаимодействовать с глинистыми минералами [28]. Долю солености в воде следует уменьшить до определенного значения для достижения эффекта. В своем эксперименте Макгуайр и др. (2005) не достигли ожидаемого результата даже при снижении солености с 23 000 ppm (миллионная доля) до 7000 ppm [39]. Однако при снижении этого числа до 1700 частиц на миллион нефтеотдача значительно увеличилась, это является свидетельством того, что для эффективного результата это значение следует поддерживать ниже 5000 частиц на миллион. Это конкретное предельное значение варьируется в зависимости от свойств коллектора. Поэтому, прежде чем закачивать рассол определенной минерализации, необходимо тщательно изучить свойства коллектора [18]. Изменение смачиваемости в зависимости от pH [38, 39]. Применение морской воды считается эффективным способом для изменения смачиваемости за счет содержащихся в ней ионов, таких как SO42-, Ca2+ и Mg2+, которые способны изменять заряды породы, облегчая процесс выделения карбоновых компонентов нефти с поверхности, при этом повышая нефтеотдачу [31-33]. В ходе своего эксперимента Уэбб обнаружил зависимость капиллярного давления к сульфат-иону [21]. Более того, была установлена следующая зависимость: чем выше температура, тем выше нефтеотдача [34, 35]. Были предложены различные механизмы для изменения смачиваемости, которые представляют собой изменение поверхностного заряда породы за счет адсорбции ионов SO42- и совместной адсорбции ионов Ca2+, а также замену Ca2+ на Mg2+, что и является более эффективным при высокой температуре [33]. Отрицательные ионы SO42- притягивают положительно заряженные ионы. Поскольку количество Ca2+ на положительно заряженной поверхности уменьшается, они притягиваются к отрицательной поверхности, что позволяет отделить более отрицательно заряженную нефть и увеличить нефтеотдачу. Этот эффект усиливается с повышением температуры [34]. Исторически изменение смачиваемости было одним из наиболее оптимальных методов повышения нефтеотдачи пластов. Такие изменения были достигнуты путем закачки разбавленной морской воды [10]. Однако, поскольку этот метод не оказывает существенного влияния на межфазное натяжение, в настоящее время его применяют для вызывания изменений в системах породы с флюидом [34]. Двухслойное расширение [20]. Теория двойного слоя основана на взаимодействии между заряженными поверхностями через жидкость. Силы отталкивания между поверхностями существуют из-за расширения двойного электрического слоя. Закачка слабосоленой воды в нефтяные пласты стабилизирует водную среду, меняя поверхность с нефтесмачиваемой на смачиваемую водой, что способствует эффективному отделению нефти, облегчая ее извлечение [29]. При наличии двухвалентных катонов на границах раздела между водой и нефтью или водой и породой наблюдается смена смачиваемой водой поверхности на нефтесмачиваемую. Ученые Лю и Киа утверждают, что в присутствии Na+ поверхность каолинита заряжается отрицательно и значение pH велико, что сопровождается наличием силы отталкивания между ними [24, 40, 41]. Таким образом, закачка слабосоленой воды увеличивает силы отталкивания на границах раздела «нефть - вода» и «вода - частицы», меняя их с нефтесмачиваемых на смачиваемые водой, что стабилизирует воду [24, 26, 28, 30]. Наличие водной среды между нефтью и минералом необходимо для их заряжения. Полярные функциональные группы, находящиеся в нефти и минералах, могут вести себя по-разному: кислотно (теряя протоны, становясь отрицательно заряженными) и основными (приобретая протоны, становясь положительно заряженными). Влияние сил двойного слоя на стабилизацию водной среды ощущается сильнее при низкой солености рассола и наличии в нем одновалентных ионов, поскольку это способствует увеличению значения pH. pH играет существенную роль в регулировании взаимодействий между кислотами и основаниями, а также и формировании поверхностного заряда [8, 29, 30]. Растворение минералов [6, 21, 27]. Вода с высоким солевым составом способна растворить меньшее количество органических соединений, данный процесс называется высаливанием. Однако снижение солености способствует более интенсивному растворению органических соединений, при этом повышая нефтеотдачу. Рис. 1. Типы полимеров для повышения нефтеотдачи пластов (EOR) [50] Полимерное заводнение Химическое заводнение получило широкое распространение при работе над коллекторами со средней и высокой проницаемостью. Впервые данный метод применялся в начале 1960-х гг. в США, а затем распространился и на Великобританию, Францию, Норвегию и Индонезию. В связи с тем, что традиционное закачивание обычной воды без добавки специальных химических веществ для выполнения определенной функции не всегда дает нужные результаты, поэтому сегодня в ряде развитых стран, включая и Китай, разрабатываются методы хиимического заводнения, в частности полимерного [42, 43]. Коэффициент вытеснения и коэффициент охвата являются важнейшими параметрами. Заводнение полимерами высокой концентрации особенно хорошо подходит для пластов с высокой проницаемостью и значительной неоднородностью [44-46]. Полимеры представляют собой протяженные органические структуры, образованные путем соединения более мелких единиц, известных как мономеры. Эти молекулы проявляют гибкость и обладают значительной молекулярной массой в диапазоне от 2∙106 до 21∙106 г/моль. Для повышения нефтеотдачи чаще используют следующие типы полимеров: полиакриламид (PAM), особенно в его частично гидролизованном варианте (полиэлектролит полиакриламида) и ксантановая камедь (рис. 1) [47-49]. Заводнение, при котором вода закачивается в нагнетательную скважину, чтобы вытеснить нефть к добывающей скважине, является одним из вариантов увеличения нефтеотдачи [54, 57]. Закачка воды может привести к раннему прорыву воды, при этом в пласте останется остаточная нефть из-за низкой вязкости воды и высокой неоднородности пласта. Водорастворимые полимеры увеличивают вязкость воды, что улучшает контроль подвижности, а также снижает относительную проницаемость воды по сравнению с нефтью [55]. Основной целью полимерного заводнения является повышение эффективности охвата пласта, вытеснение нефти за счет увеличения вязкости закачиваемой воды и снижение образования языков обводнения [49, 56]. Механизмы вытеснения нефти при полимерном заводнении Процесс химического закачивания выполняется путем увеличения разницы в давлениях абсорбции в малых или средних по размеру порах со средней и низкой проницаемостью, что известно как изменение профиля нагнетания. Полимер остается в слоях низкой и средней проницаемости после прокачки через них, повышая их устойчивость к просачиванию [50, 56]. Таблица 1 Элементы, присутствующие в полимерных структурах, и их характеристики [62] Структура Характеристика Полимеры -О- в звене Низкая термальная стабильность, термальная деградация при высокой Т, подходит только при < 80 C Полиоксиэтилен, альгинат натрия, карбоксиметилцеллюлоза натрия, НЕС, ксантановая камедь Углеродная цепочка в звене Высокая термальная устойчивость, низкая деградация при < 110 C Поливинил, полиакрилат натрия, полиакриламид, полиэлектролит полиакриламида -СОО в гидрофильной группе Низкий уровень адсорбции на песчаниках из-за сил отталкивания между цепочками Альгинат натрия, карбоксиметилцеллюлоза натрия, полиэлектролит полиакриламида, ксантановая камедь -ОН или -СОNH2 в гидрофильной группе Высокая химическая стабильность, но без сил отталкивания между цепочками, высокий уровень адсорбции ввиду водородной связи на песчаных породах Поливинил, полиакриламид, полиэлектролит полиакриламида Основным направлением в полимерном заводнении является увеличение объема вытесняемой нефти [51, 52]. Согласно современной теории полимерного заводнения, полимеры повышают нефтеотдачу за счет снижения коэффициента подвижности между вытесняющей и вытесняемой фазами путем увеличения вязкости и уменьшения относительной проницаемости вытесняющего агента (табл. 1) [53, 57]. Методология Направлением данного исследования было заводнение слабосоленой водой, а затем полимером и поверхностно-активными веществами. В ходе данной работы предполагалось, что нефть залегает в пласте с высокой глинистостью. Также в работе моделировалась одна добывающая и одна нагнетательная скважина. В пласт закачивалась вода, которая имела меньшую соленость, чем пластовая вода. Внешняя граница пласта предполагалась непроницаемой. Результаты эксперимента с нагнетательной водой с минерализацией 0,02 и 0,04 % показали, что при использовании воды с минерализацией 0,02 % нефтеотдача была выше. Технологические параметры процесса фильтрации системы «вода - нефть» определялись уравнением неразрывности для каждого компонента, законом перколяции, уравнением состояние фаз, насыщения между фазами, концентрацией солей в водной фазе и действием капиллярных сил между фазами, также учитывался фактор набухания глин. Все эти уравнения/факторы были учтены за счет комбинации следующих уравнений: (1) (2) (3) (4) (5) (6) При этом i - УВ- и не УВ-компоненты, (N+1) - вода, - дебит добывающего скважины, - приемистость и давления, - капиллярное давление, - абсолютная проницаемость и коэффициент пористости пласта в зависимости от минерализации воды и водопоглощения, - молярная доля компонента i в нефтяной, водной фазах и - относительная проницаемость для нефти и воды, - плотность воды в зависимости от солености и растворимости газа, - плотность чистой воды, - вязкость воды, - молекулярная масса нефти и воды, - молекулярная масса компонента i, - плотность масла, - вязкость масла, - нефтенасыщенность, - поровый объем воды; в - минерализация, - коэффициент водопоглощения глины, - пористость у, а - количество поглощенной соли, Д - коэффициент диффузии, - эффективное поверхностное натяжение на границе фаз, J - функция Дж Леверетта, - ширина и длина модели, h - мощность пласта, и - координаты j и i добывающей и нагнетательной скважины, t - время [61, 62]. В системе уравнений (1)-(6) независимой неизвестной функцией является давление водной фазы, мольный состав смеси и концентрация солей в пласте. Для решения системы уравнений (1)-(6) их необходимо дополнить уравнениями фазовых состояний [64]: где - летучесть компонентов в нефтяной и водной фазах рассчитывается применением уравнений состояния фаз [63]. По системе (7) идентифицируются мольный состав, плотность, вязкость и мольные доли каждой фазы по изменению давления, температуры и компонентного состава смеси. Учитывая следующие условия: Просуммировав уравнения системы (1) для всех компонентов, в этом случае получаем уравнение сохранения массы водонефтяной смеси: (7) Тогда система (1)-(4) эквивалентна следующей системе: (8) (9) (10) (11) Рис. 2. Структурная карта месторождения «Нефть Дашлары» Таблица 2 Свойства численной модели [63] Характеристика Ценность Модель (длина и ширина, м) 4000×200 Средняя проницаемость, мД 253 Средняя пористость 0,24 Температура, оС 50 Давление, бар 40 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 883 Вязкость, сП 6,4 Содержание глины, % 40,1 Рис. 3. Численная секторная модель пласта где Описание численной модели Наличие глинистых минералов, содержащихся в нефтяных пластах на месторождении «Нефть Дашлары», способствует повышению нефтеотдачи в зависимости от минерального содержания закачиваемой воды. Следовательно, в зависимости от условий и свойств пласта рассматриваются различные минеральные составы и концентрации в закачиваемой воде. Исследование сосредоточено на блоке X балаханской свиты «Нефть Дашлары». Данное месторождение введено в эксплуатацию в 1957 г. [60, 61]. При численном моделировании было рассмотрено двумерное закачивание ПАВ-полимера. Моделирование осуществлялось на модели, построенной в декартовой системе координат, размером 4000×2000 м, сетка молки была 20×1×5. Моделирование начиналось а б Рис. 4. Сценарий заводения: а - базовый; б - с заводнением водой с минерализацией 0,02 % Рис. 5. Продвижение береговой линии в базовом сценарии затопления и в случае заводнения водой с минерализацией 0,02 % а б Рис. 6. Сценарий заводнения: а - полимерного; б - ПАВ - полимерное Таблица 3 Результаты тематического исследования Тематические исследования Добыча нефти, тыс. т Коэффициент восстановления, % Увеличение РФ по сравнению с базовым сценарием, % Дополнительная добыча нефти, тыс. т Базовый вариант 157,428 22,2 % - Заводнения водой с минерализацией 185,288 26,1 3,9 27,860 Полимер 199,350 28,1 5,9 41,922 ПАВ полимерное заводнение 221,316 31,2 9,0 63,888 с закачивания в течение 1260 дней, за которым следовало закачивание смеси слабосоленой воды/полимерной оторочки/полимера и поверхностно-активного вещества в течение следующих 1700 дней. На рис. 2 смоделированы нагнетательная и добывающая скважины одного из шельфовых месторождений Азербайджана. Для численного моделирования были выбраны две скважины: нагнетательная № 2430 (I-2430 в численной модели) и добывающая № 2560 (P-2560 в численной модели). Насыщение поля флюидами неоднородно. Свойства модели показаны в табл. 2. В модели не закладывалось никаких ограничений по добыче для скважины, а также ограничений по давлению. В данной работе для моделирования использовался MATLAB Reservoir Simulation Toolbox (MRST). Полученные результаты Численная секторная модель пласта показана на рис. 3. В исследовании было проанализировано 4 случая: · базовый сценарий с типичной минерализацией закачиваемой воды, реализованный в Азербайджане; · заводнение водой с минерализацией 0,02 %; · полимерное заводнение; · ПАВ-полимерное заводнение. Результаты визуализированы ниже для разных периодов времени (рис. 4). На рис. 5 ниже представлено поперечное сечение модели с базовым сценарием и с заводнением водой с минерализацией 0,02 %. На основании приведенных расчетов можно сделать вывод, что объем вытесненной нефти выше при вытеснении минерализованной водой. На рис. 6, а, показаны результаты полимерного заводнения. Как видно из рис. 6, б, самая высокая нефтеотдача с наименьшей остаточной нефтенасыщенностью достигается при полимерном заводнении. Результаты моделирования приведены в табл. 3. Таким образом, полученные на основе гидродинамической модели (1)-(7) результаты показывают, что повышение нефтеотдачи пластов осуществляется за счет изменения солевого контента воды, полимерного заводнения и ПАВ-полимерного заводения (рис. 7). Заключение Исследование показывает, что варианты заводнения с использованием минерализованной воды, полимеров и ПАВ-полимерного заводнения могут рассматриваться в качестве ключевой стратегии в повышении нефтеотдачи на том или ином месторождении. При солености 0,02 % добыча составила 26,1 %, в то время как заводнение в базовом варианте обеспечило нефтеотдачу 22,2 %. Для сравнения: полимерное заводнение и заводнение полимерным поверхностно-активным веществом привело к извлечению 28,1 и 31,2 %, соответственно. [GP1] Рис. 7. Зависимость прироста добычи нефти от минерализации закачиваемой в пласт воды Стоит отметить, что неоднородность коллектора играет роль в продвижении фронта вытеснения. Различные характеристики пласта, такие как проницаемость и пористость, могут влиять на движение воды низкой солености, полимерное заводнение и ПАВ-полимерное заводнение. Коллекторы с высокой проницаемостью пригодны особенно для полимерного заводнения, поскольку они оказывают меньшее отрицательное воздействие на адсорбцию. Наличие неоднородного распределения оказывается выгодным для повышения нефтеотдачи, поскольку закачиваемая жидкость (вода или полимер) вынуждена проходить через зоны как с низкой, так и с высокой проницаемостью, что приводит к повышению скорости выработки. Наличие значительной неоднородности в коллекторе приводит к повышенной адсорбции, что объясняется наличием ограничений в потоке. Система заводнения «ПАВ-полимер» демонстрирует высокую эффективность, что приводит к дополнительному увеличению нефтеотдачи.

About the authors

R. R. Nazaraliyev

Baku Higher Oil School

A. I. Humbatov

Baku Higher Oil School

A. E. Mammadova

Baku Higher Oil School

References

Statistics

Views

Abstract - 106

PDF (Russian) - 49

Refbacks

• There are currently no refbacks.