СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
59
Лекция 11. Проектирование МУН и их внедрение на нефтедобывающих предприятиях.
Влекции 1 мы говорили о том, что действующие нормативно-технические документы требуют включать МУН (при соответствующем обосновании) в технологические схемы (проекты) разработки месторождений. Обоснованные в технологической схеме МУН применяют с начала разработки месторождения (объекта).
Если компания, разрабатывающая месторождение, приходит к заключению, что возможно применение МУН, не включенных в проект разработки месторождения, то возникает необходимость проектирования МУН и их внедрения на предприятии.
Выбор МУН, применимых на конкретном месторождении. Как отмечено в лекциях 3-8,
для каждого МУН существуют критерии его успешной применимости в зависимости от геологофизических характеристик пластов, физико-химических свойств нефти и воды, технологических условий и особенностей конкретного месторождения. Поэтому первым этапом при проектировании МУН является выявление тех МУН, которые в принципе можно успешно применить на данном месторождении. Для этого сравнивают критерии применимости МУН с условиями, существующими на объекте разработки.
Вкачестве примера рассмотрим проектирование и внедрение щелочь-ПАВ-полимерного заводнения в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Нефтеюганский район) в 20082017 гг.
Предприятие эксплуатирует 3 месторождения, расположенные в Нефтеюганском районе – Верхне-Салымское, Западно-Салымское и Ваделыпское:
|
|
|
|
Месторождение |
|
Показатель |
|
Верхне-Салымское |
Западно- |
Ваделыпское |
|
|
|
|
Салымское |
||
|
|
|
|
|
|
Начало промышленной эксплуатации |
1993 |
2004 |
2006 |
||
Начальные извлекаемые запасы, млн.т |
32,2 |
125,3 |
21,6 |
||
Накопленная |
добыча на |
01.01.2015, |
4,2 |
50,1 |
4,3 |
млн.т |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Объем добычи в 2014 г., млн. т |
1,0 |
4,3 |
1,2 |
||
Обводненность, % |
|
36 |
83 |
56 |
|
Действующий |
фонд |
добывающих |
79 |
398 |
112 |
скважин, шт. |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
В дополнение к реализуемым МУН (заводнение, гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных добывающих скважин, ремонтно-изоляционные работы, обработки призабойной зоны пласта) в 2008 г. начали поиск МУН, который позволит увеличить текущую добычу нефти и КИН из частично выработанного пласта AC11.
Некоторые характеристики пласта АС11 и критерии успешной применимости МУН приведены в таблице. Как видно из данных таблицы, такие МУН, как закачка азота и пара не применимы (малоэффективны) для пласта АС11.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
60
|
|
|
|
Условия успешной применимости МУН, закачка: |
|
||||
Параметр |
Пласт |
|
Углеводородных |
Раствора |
|
Щелочи/ |
|
||
AC11 |
CO2 |
Пара |
ПАВ |
Азота |
|||||
|
|
газов |
полимера |
||||||
|
|
|
|
|
/полимера |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Вязкость |
нефти в |
|
|
|
|
|
|
|
|
пластовых |
|
2 |
< 10 |
< 3 |
< 130 |
> 500 |
< 30 |
< 0,4 |
|
условиях, мПа·с |
|
|
|
|
|
|
|
||
Кислотное |
число |
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, мг KOH на г |
0,4 |
> 0,25 |
> 0,30 |
> 0,50 |
> 0,50 |
> 0,30 |
> 0,34 |
||
нефти |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура пласта, |
83 |
– |
– |
< 80 |
– |
< 90 |
– |
||
оС |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|||||
Проницаемость, |
0,02 – 0,10 |
– |
– |
> 0,05 |
> 0,20 |
> 0,05 |
– |
||
мкм2 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|||||
Пористость, % |
18 – 22 |
– |
– |
– |
> 30 |
– |
– |
||
Глубина |
залегания |
2200 |
– |
– |
– |
< 900 |
– |
– |
|
пласта, м |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Нефтенасыщенность, |
40 – 70 |
– |
– |
> 20 |
– |
– |
– |
||
% |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Минерализация |
15 – 17 |
– |
– |
< 250 |
– |
< 140 |
– |
||
пластовых вод, г/дм3 |
|||||||||
Кроме МУН, указанных в таблице, были также рассмотрены мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное заводнение, внутрипластовое горение, термогазовое воздействие, циклическая закачка пара, микробиологические МУН. На основе опыта применения всех указанных МУН на других месторождениях оценили максимальный потенциальный эффект их использования на Верхне-Салымском, Западно-Салымском и Ваделыпском месторождениях.
МУН |
Потенциальная добыча |
|
нефти до 2030 г., млн. т |
||
|
||
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение |
140 |
|
Мицеллярно-полимерное заводнение |
105 |
|
Закачка СО2 |
93 |
|
Щелочное заводнение |
44 |
|
Полимерное заводнение |
44 |
|
Закачка углеводородных газов |
42 |
|
Внутрипластовое горение |
12 |
|
Термогазовое воздействие |
5 |
|
Площадная закачка пара |
3 |
|
Циклическая закачка пара |
2 |
|
Микробиологические |
1 |
Теоретические расчеты показали, что применение щелочь-ПАВ-полимерного заводнения может дать наибольшую, по сравнению с другими МУН, потенциальную добычу нефти, поэтому оно было выбрано для внедрения.
Лабораторные исследования являются следующим этапом проектирования любого МУН. При разработке технологии щелочь-ПАВ-полимерного заводнения лабораторные исследования были необходимы для того, чтобы выбрать ПАВ и полимер, их концентрации, обеспечивающие
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
61
максимальный эффект (фильтрационные эксперименты на керне); проверить совместимость реагентов с породой пласта; определить величину адсорбции реагентов на породе пласта; проверить совместимость реагентов c нефтью, с пластовой и закачиваемой водой; определить долговременную стабильность полимера в пласте (влияние кислорода и ионов железа) и др. Необходимо было также оценить возможность образования отложений минеральных солей при реализации технологии и стойких эмульсий.
Разработка технологии и подготовка пилотного проекта включали выбор оборудования
(установка приготовления и закачки растворов, установка подготовки воды), его закупку и монтаж, выбор участка для проведения опытно-промышленных работ, бурение дополнительных нагнетательных и наблюдательных, обустройство пилотного проекта.
Рисунок 18. Схема пилотной ячейки щелочь-ПАВ-полимерного заводнения
Рисунок 19. Общий вид оборудования пилотного проекта щелочь-ПАВ-полимерного заводнения
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
62
Опытно-промышленные работы - апробация МУН и технологии на опытном участке (пилотный проект).
Пилотный проект состоял из 4-х этапов:
1-й этап – предзаводнение солевым раствором (NaCl) с расходом 600 м3/сут., объем закачки
– 0,6 порового объема ячейки; 2-й этап – закачка щелочь-ПАВ-полимерной композиции (раствор карбоната натрия
Na2CO3 (2,0%) + раствор ПАВ (0,7%) + раствор полимера (0,7%)) с расходом 600 м3/сут., объем закачки – 0,5 порового объема ячейки;
3-й этап – закачка раствора полимера с расходом 600 м3/сут., объем закачки – 0,5 порового объема ячейки;
4-й этап – закачка воды расходом 600-1000 м3/сут., объем закачки – 0,3 порового объема ячейки.
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение начали в феврале 2016 г. (первый этап), во время закачки были ограничения по расходу растворов, так как из-за недостаточной приемистости нагнетательных скважин в них мог произойти гидроразрыв пласта (ГРП произошел на одной из нагнетательных скважин). Добыча нефти «центральной» добывающей скважиной пилотного проекта показана на рис. 20.
Рисунок 20. Добыча нефти из скважины пилотного проекта щелочь-ПАВ-полимерного заводнения.
Обводненность скважин перед началом пилотного проекта была более 98%, выработанность запасов по ячейке равна проектной.
Анализ результатов опытно-промышленных работ.
Скважины пилотного проекта добыли 3000 тонн нефти. КИН по ячейке до начала пилотного проекта составлял 0,52, после завершения пилотного проекта – 0,66. На рис. 21 показаны результаты гидродинамического моделирования остаточной нефтенасыщенности после проведения пилотного проекта щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (на октябрь 2017 г.).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
63
Опытно-промышленные работы подтвердили высокую технологическую эффективность щелочь- ПАВ-полимерного заводнения для пласта АС11.
Рисунок 21. Результаты гидродинамического моделирования остаточной нефтенасыщенности после проведения пилотного проекта щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (на октябрь 2017 г.)
Опытно-промышленные работы позволили выявить отрицательные воздействия щелочь- ПАВ-полимерного заводнения на технологические процессы добычи нефти, а именно:
–интенсивное образование солеотложений в погружном насосном оборудовании (рис. 22); применение карбоната натрия в качестве щелочи стимулировало образование карбоната кальция (при взаимодействии щелочи с попутно-добываемой водой) в электрическом центробежном насосе (УЭЦН). В ходе пилотного проекта УЭЦН в добывающей скважине выходил из строя по причине солеотложений каждые ~ 100 суток, не смотря на применение ингибитора солеотложений.
–образование стойких эмульсий и осложнение подготовки нефти и воды на установке подготовки нефти.
Рисунок 22. Карбонатные солеотложения в погружном электрическом центробежном насосе. Применение карбоната натрия (Na2CO3) в качестве щелочи стимулировало образование карбоната кальция в погружном насосном оборудовании.