Статья опубликована в №33 (май) 2016
Разделы: Техника
Размещена 29.05.2016. Последняя правка: 29.05.2016.
Просмотров - 4196

Анализ зарубежного и российского опыта по применению ASP-технологии

Шарипова Наиля Дамировна

-

Тюменский индустриальный университет

студент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Севастьянов А.А., кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ТИУ

УДК 553.982.2

Введение

Развитие мирового производства энергоресурсов требует более эффективного использования запасов углеводородов. Одним из способов решения этой проблемы является совершенствование технологий разработки в части методов увеличения нефтеотдачи.

Актуальность

В условиях Западной Сибири при освоении залежей высоковязкой нефти перспективными являются химические методы увеличения нефтеотдачи пласта, которые предусматривают закачку в пласт водного раствора химических реагентов. На данный момент наиболее часто реализуемой технологией является полимерное заводнение [7]. Усовершенствованный метод полимерного заводнения – ASP-заводнение (alkaline-surfactant-polymer flooding) – метод нагнетания в пласт водного раствора щелочи, поверхностно активного вещества и полимера.

Цель, научная новизна

На настоящий момент ASP технология не нашла широкого применения в России. Целью данной статьи является анализ информации зарубежного опыта по использованию ASP-заводнения для популяризации данной технологии в пределах Российской Федерации.

Задачи

В соответствии с целью были определены следующие задачи:

1. Сбор отечественных и зарубежных литературных источников по указанной теме.
2. Обобщение, систематизация, анализ информации, полученной из литературных источников по теме исследования.

Реализация проектов ASP технологии – это разделение процесса воздействия на залежь на несколько этапов:

1. Предварительное заводнение. Осуществляется нагнетание воды определенной степени солености для изменения процента солености воды с целью уменьшения потерь ПАВ при последующем вводе оторочки и уменьшения риска солеотложения при взаимодействии пластовой воды с раствором ПАВ. Объем нагнетаемой воды составляет около 0,04 порового объема коллектора (Vp).
2. Нагнетание щелочного раствора. Щелочь выполняет сразу две функции: первая – уменьшение адсорбции ПАВ в пласте за счет взаимодействия с породой, увеличения ее отрицательного электрического заряда; вторая – щелочной гидролиз кислых компонентов нефти, в результате которого происходит генерация естественных ПАВ в коллекторе. Объем нагнетаемой в пласт щелочи составляет около 0,015Vp.
3. Нагнетание оторочки ПАВ. Анионное ПАВ применяют с целью снижения межфазного натяжения между нефтью и водой. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении смачиваемости поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании защемленной нефти. Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения [8]. Изменение смачиваемости твердой поверхности с гидрофобной на гидрофильную способствует улучшению отрыва капель нефти, увеличению объема подвижных капель и, как следствие, нефтенасыщенности на фронте вытеснения. Объем оторочки, используемый в эффективных проектах, составляет около 0,1Vp.
4. Нагнетание оторочки полимерного раствора с целью вытеснения ранее сформированного фронта вытеснения в направлении добывающих скважин. Водный раствор полимера используют для получения оптимального соотношения подвижностей вытесняющего и вытесняемого агента, что приводит к повышению коэффициента охвата пласта воздействием. Объем нагнетаемого полимерного раствора составляет около 0,2Vp.
5. Нагнетание воды осуществляется с целью продвижения сформированных ранее оторочек ASP реагентов и сохранения темпов разработки, снижения стоимости процесса. 

Преимущество ASP-технологии заключается в комплексном воздействии на пласт нескольких компонентов и изменении целого ряда его параметров. Данная технология совмещает в себе преимущества использования щелочи, поверхностно­активных веществ и полимера:

- щелочь способствует уменьшению адсорбции ПАВ в пласте;

- ПАВ снижает межфазное натяжение между нефтью и водой, изменяет смачиваемость поверхности породы;

- полимерный раствор повышает вязкость химической смеси и стабилизирует фронт вытеснения.

Технологию ASP практикуют во всем мире уже более 30 лет. На данный момент странами-лидерами по применению данного способа заводнения являются Китай, Канада и Оман [4,5].

В Китае ASP-технология была использована при разработке месторождений Daqing, Shengli, Karamay и др. Геолого-физические свойства и технологические показатели по рассматриваемым проектам представлены в таблице 1.

На месторождении Daqing было реализовано 8 проектов по применению ASP систем. Реализация происходила на этапе обводнения продукции около 90% и достигнутом КИН до 0,20 д.ед. При проведении данных испытаний расстояние между соседними скважинами варьировалось в пределах 73,8-246 м. Оторочка 1 представляла собой жидкость с содержанием полимеров, оторочки 2 и 3 содержали щелочи, ПАВ (растворы сульфонатов и карбоксилатов) и полимеры (гидролизованный полиакриламид) в различном количественном соотношении, оторочка 4 – жидкость с содержанием полимеров [1]. По двум проектам из восьми реализация не закончена.

На месторождении Shengli первые эксперименты по использованию ASP технологии были проведены в начале 1980-х гг., а в 1992 году был реализован первый проект на пласте Гудонг. Прирост КИН в данном проекте составил 0,26 д.ед..

Второй пробный проект был запущен в 1997 году в западной части пласта Гудао на территории площадью 60,75 га (см. табл. 1) [1]. Технология ASP включала в себя 3 этапа:

1. Предварительное нагнетание полимерного раствора: за 306 дней было введено 0,1Vp полимеров с концентрацией равной 0,2%.

2. Нагнетание ASP-компонентов: за 948 дней было введено 0,3Vp ASP компонентов, включающих 1,2% Na₂CO₃, 0,3% ПАВ и полимеры с концентрацией 0,17%.

3. Полимерный состав: в течение 158 дней осуществлялся ввод 0,05Vp полимеров с концентрацией 0,15%.

Нагнетание химических реагентов было прекращено в 2002 году.

Дебит нефти увеличился с 99,5 до 236,9 м³/сут, а обводненность продукции снизилась с 96 до 83 %. Прирост КИН составил 0,155 д.ед.

Нагнетание ASP компонентов на месторождении Karamay проводилось в 1995 году на пласте с высокой неоднородностью, скважины размещались по пятиточечной системе (см. табл. 1) [1]. Нагнетание проводилось в 3 этапа:

1.      Предварительное заводнение раствором 1,5% NaCl объемом 0,40Vp.

2.      Ввод 0,34Vp компонентов ASP системы, содержащей 1,4% Na₂CO₃, 0,3% сульфонатов нефти и 0,13% полимеров.

3.      Нагнетание 0,15Vp 0,1% полимеров и 0,4% NaCl.

Перед применением ASP системы КИН от закачки воды составил 0,50 д.ед. при величине обводненности равной 99%.

Ввод компонентов ASP системы производился в период с июля 1996 г. по июнь 1997 г., при этом заводнение продолжалось до 1999 г. Показатели добычи нефти начали увеличиваться при нагнетании 0,04Vp ASP-компонентов. При значении 0,2Vp уровень добычи был максимальным, обводненность продукции снизилась до 79%. Прирост КИН составил 0,25 д.ед.

В России первый опыт применения ASP технологии был осуществлен компанией «Салым Петролеум Девелопмент». Установка смешивания компонентов ASP была запущена 24 марта 2016 г на Салымской группе месторождений. Исследования ASP-технологии были начаты в 2008 году: компания провела ряд лабораторных и полевых испытаний совместно с концерном «Шелл» и ПАО «Газпром нефть». В 2009 году прошли испытания на одной скважине Западно-Салымского месторождения, результаты которых продемонстрировали возможность выработки 90% оставшейся после заводнения нефти. В 2014-2015 гг. для реализации пилотного проекта ASP компания построила 7 скважин, установку подготовки смеси ASP, блок разделения эмульсий для флюидов ASP [9].

Заключение

Обобщая международный опыт активного применения и исследования ASP-систем, сформулированы следующие выводы:

1.      Доказано повышение КИН до 0,25.

2.      Эффективность применения ASP технологии с плотной сеткой скважин выше, чем с редкой, в связи с влиянием неоднородности пластов и химической, термической, механической деструкциями реагентов в пласте.

3.      Для адаптации ASP технологии к условиям конкретного объекта необходимы исследования процессов фильтрации реагентов в пласте, процессов, связанных со снижением межфазного натяжения, изменений смачиваемости, определение экономически обоснованных концентраций компонентов в растворах для получения оптимальной эффективности технологии.

1. Chang H.L., Zhang Z.G., Wang Q.M. et al. Advances in polymer flooding and alkaline/surfactant/polymer processes as developed and applied in the people’s republic of China / JPT. 2006. Vol. 58(2). p. 84-89
2. Delamaide, E., Bazin, B., Rousseau, D., et al. Chemical EOR for heavy oil: the Canadian experience / SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, 31 March-2 April, Muscat, Oman // SPE-169715. 2015
3. Lake, L.W. Enhanced oil recovery. – Prentice-Hall, 1989
4. Nelson, R. C., Lawson, J. B., Thigpen, D. R., et al. Cosurfactant-enhanced alkaline afooding / SPE Enhanced Oil Recovery Symposium, 15-18 April, Tulsa, Oklahoma // SPE-12672. 1984
5. Sheng, J. J., Leonhardt, B., Azri, N. Status of polymer-flooding technology / Journal of Canadian petroleum technology. 2015. Voll.54 (2). p. 116-126
6. Suijkerbuijk, B. M. Sorop, J. M., Parker, T. G., et al. Low Salinity waterflooding at West-Salym: laboratory experiments and field forecasts / SPE Improved Oil Recovery Symposium, 12-16 April, Tulsa, Oklahoma, USA // SPE-169102. 2014
7. Альварадо, В., Манрик, Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения: пер. с англ. Б. Л. Фалалеева – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2011 – 244 с.
8. Ленчекова Л. Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998 – 394 с.
9. СПД запустила технологию повышения нефтеотдачи АСП [Электронный ресурс] – Режим доступа. – URL: http://indpg.ru/news/91797.html (дата обращения: 25.04.2016)

Рецензии:

29.05.2016, 15:51 Лобанов Игорь Евгеньевич
Рецензия: Тема статьи актуальна. В статье не приведён анализ преимуществ данного метода увеличения нефтедобычи над другими, а показано только преимущества, когда не применяется никаких методов. После добавления соответствующего анализа статью можно будет рекомендовать к публикации.

Комментарии пользователей:

Оставить комментарий