Способ и устройство для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора

3 Настоящее изобретение относится кобласти добычи нефти, а более точно, к способу И устройству для увеличения добычи нефти из нефтяного коллектора.Углеводороды, известные в качестве сырой нефти, находятся в окружающем мире,обычно, удерживаемыми в песчаниках различных пористостей. Коллекторы залегают в местах, находящихся от нескольких метров до нескольких тысяч метров ниже поверхности земли и морского дна и в значительной степени различаются по величине и сложности, что касается их содержаний свободной воды и газа, давлений и температур.Нефть добывается посредством скважин, пробуренных в формациях. Скважина, сама по себе, представляет сложную конструкцию, включающуюобсадные трубы, которые защищают ствол скважины от самой формации и давлений текучих сред коллектора. В зависимости от глубины, обсадные трубы подвергаются ступенчатому уменьшению в диаметре. Другими словами, диаметр трубы уменьшается с увеличением глубины. Можно использовать обсадные трубы диаметром 127 см в верхних областях и 7,5 - дюймовые обсадные трубы диаметром 19,05 см в нижних областях.Нефть, как таковая, дренируется из продуктивного пласта ( продуктивной свиты),посредством отверстий, образованных сверлением в обсадной трубе, причем впоследствии поднимается к поверхности по трубам, которые называются лифтовой колонной. Эта лифтовая (насосно компрессорная) колонна цетрируется внутри обсадных труб посредством специальных центраторов таким образом, чтобы кольцевой канал существовал между лифтовой колонной и обсадной колонной.Первоначально нефть добывается благодаря тому, что первичное давление в коллекторе является более высоким, чем действие комплексных сил прилипания флюида (текучей среды ) к пористой среде. Когда в процессе добычи давление понижается, достигается точка равновесия, 51294 в которой силы адгезионного взаимодействияявляются более значительными, чем остаточное давление в продуктивном пласте. В этих условиях, большая часть нефти все еще остается в коллекторе. Оценивается, что в глобальном среднем значении это должно равняться приблизительно 85 нефти,которая находилась там первоначально,однако, показатели добычи в значительной степени варьируются от одного коллектора к другому. В качестве примера мы упоминаем Экофишское месторождение, в Северном море, где показатель добычи нефти первичными методами (фонтанным или насосным) составлял 17 первоначальной нефти в месторождении ( ОО 1 Р ) и Стетфджордское, где упомянутый показатель оценивается в 45 добычи нефти первичными методами (ОО 1 Р).Поэтому целью всех разработанных способов является увеличение добычи нефти,связанное с преодолением этих сил сцепления. Теоретическая базадля того, чтобы объяснять причину этих сил сцепления,является следующейСмачиваемость представляет один из основных параметров, которые воздействуют на местоположение, поток и распределение коллекторных флюидов. Смачиваемость коллектора воздействует на его капиллярное давление, его относительную проницаемость,его поведение при нагнетании воды, его дисперсию и его электрические свойства.В системе нефть/вода/порода,смачиваемость представляет критерий родственной связи ( сродства), которую порода демонстрирует относительно нефти или воды. Смачиваемость пород коллектора(продуктивного пласта) варьируется от сильно смоченной водой до сильнодемонстрирует никакого сильного сродства относительно любого флюида, тогда говорится, что ее смачиваемость должна бытьнейтральной или промежуточной. Некоторые коллекторы демонстрируют смачиваемость, которая являетсягетерогенной или локализованной, и существующие компоненты сырой нефти являются сильно адсорбированными в отдельных участках. Таким образом, часть породы становится сильно смоченной нефтью, междутем как остальная часть может быть сильно смоченной водой. В других коллекторах может устанавливаться такое состояние, которое называется смешанной смачиваемостью, так как нефть остается локализованной в более крупных порах,смоченных нефтью, в виде непрерывных каналов, которые пропускаются породой,между тем как вода остается заключенной в пределы самых малых пор, смоченных водой.В настоящее время используются три способа, чтобы количественно измерять смачиваемость угол контакта, метод Амотта и способ Горного бюро США. Посредством угла контакта измеряется смачиваемость сырой нефти соляным раствором на поверхности полированного минерала. Этот способ служит для того, чтобы верифицировать влияние таких факторов как температура, давление и химикаты на смачиваемость.Считается, что большинство минералов, присутствующих в нефтяных коллекторах, особенно силикатов, являются первоначально смоченными водой. Аренитовые коллекторы были отложенными в водных окружающих средах, в которые позже мигрировала нефть. В ходе этого процесса смачиваемость минералов коллектора могла изменяться адсорбированием полярных соединений или отложений органического вещества, как по отдельности, так и в совокупности,первоначально присутствующих в сырой нефти. Молекулы с крайними полярностями могут адсорбироваться на поверхности породы, образуя тонкую органическуюспособствовать образованию смоченной нефтью поверхности. В зависимости от температуры и давления в коллекторе такие механизмы могут изменять степень смачиваемости. Небольшое исследование было проведено для того, чтобы определить,каким образом механическое вмешательство может воздействовать на смачиваемость. Смачиваемость системы нефть/вода/порода зависит от адсорбции и десорбции полярных соединений (электрических диполей ) в сырой нефти на поверхности минерала, которые, в свою очередь, зависят от типа растворимости этих соединений в флюиде коллектора.Чтобы начинать решение проблемы смачиваемости, необходимо связывать эти электрические диполи с механическим воздействием таким образом, чтобы смачиваемости не позволялось возвращаться к ее первоначальному состоянию.Проницаемость представляет способность пористой породы проводить флюиды, то есть свойство, которое отличает благоприятные условия, при которых флюид может протекать через пористую среду, когда подвергается влиянию приложения градиента давления. Проницаемость определяется законом Дарси,будучи макроскопическим свойством пористой среды. Проницаемость,очевидно,имеет отношение к геометрии пористой структуры, ее пористости, извилистости и распределению размера пор.Понятие относительной проницаемости используется в ситуациях, в которых два несмешиваемых флюида, такие как нефть и вода, протекают одновременно через пористую среду. Эта проницаемость не зависит от скорости потока и свойств флюида,а зависит исключительно от насыщенностей флюидами внутри пористой среды. Изменение относительной проницаемости является крайне необходимым фактором в технологии исследования и разработки коллектора, поскольку таковой составляет доминирующий фактор для знания свойств потока в нефтяном коллекторе.проницаемости тогда является наиболее важным фактором, чтобы повышать коэффициент охвата коллектора при вытеснениях нефти водой. Необходимо сказать, что вытеснение полимерами представляет метод, наиболее часто используемый в контроле подвижности. Растворимые в воде полимеры добавляются к воде, которая должна нагнетаться, с целью улучшения отношения подвижностей посредством повышения вязкости и понижения проницаемости охваченных зон,и таким образом, предупреждается преждевременный прорыв воды. Достаточно много исследований проводилось с целью создания полимеров,достаточно недорогостоящих для этой цели,однако до сих пор без большого успеха. С-КАПИЛЛЯРНЫЕ СИЛЫ Равновесное насыщение в нефтяном коллекторе перед началом его разработки регулируется геометрией породы и характеристиками текучих сред. Так как вода и углеводороды представляют собой несмешиваемые флюиды ( текучие среды ),существует перепад давлений - капиллярное давление - между этими двумя флюидными фазами. Если смоченный флюид являетсяпреодолеваться перепадом давлений для того,чтобы вытеснять фазу смоченного флюида из этих пор.Отношение между приложенным перепадом давлений ( эквивалентным капиллярному давлению ) и насыщением характеризует распределение размеров пор. Кривая критического капиллярного давления,измененного для пород коллектора, служит для того, чтобы индицировать распределение нефти в коллекторе, и поэтому является главным параметром, чтобы предсказывать насыщение нефтью на различных глубинах.Обычно капиллярное давление измеряется методом центрифугирования,посредством которого образец горной породы с первоначальными насыщенностями8 флюидами коллектора погружается всмачивающую жидкость и центрифугируется с рядом выбранных угловых скоростей. Для каждой скорости определяется средняя насыщенность образца, и таковая, в свою очередь, затем коррелируется к соответствующему капиллярному давлению,посредством достаточно трудоемких числовых вычислений ( метод Хасслера Бруннера ).Так как капиллярное давление может препятствовать добыче нефти, в частности, в случае малых пор, очень важно быть в состоянии контролировать или понижать критическую точку капиллярности в добыче нефти третичными методами.Обычно применяются химические методы, основанные на тензоактивностях,такие как поверхностно-активные добавки,чтобы снижать межфазное натяжение. Однако, результаты, описанные в соотвествующей литературе, показывают,что использование тензоактивностей представляет ограниченные результаты,обусловленные высокой стоимостью этих продуктов и их большим потреблением горной породой коллектора.Силы молекулярного взаимодействия,которые существуют между двумя слоями различных или одинаковых веществ, являются теми, которые генерируют адгезионные или когезионные силы, соответственно.В случае флюида в пористых горных породах, адгезионные силы будут существовать между флюидом и стенками пор. Такие силы, в частности, появляются в нефтяной фазе, в качестве следствия полярных составляющих в углеводородах.По всей вероятности, адгезионные силы являются более слабыми, чем капиллярные силы, упоминавшиеся выше.Поскольку нефть играет господствующую роль в мировой экономике,огромные усилия прилагаются для того, чтобы увеличить в объеме добычу, в дополнение к так называемой добыче нефти первичными методами или истощению природногоизвестными, рассмотренными влитературе по этому предмету, а также в старых И современных патентных документах.Самой старой технологией, И по этой причине наиболее хорошо известной,является технология нагнетания воды или газа в нагнетательную скважину для повышения давления и, таким образом,выжимания немного больше нефти из скважины. Другие хорошо известные технологии состоят из различных химических и термических методов, среди которых мы упоминаем следующие далее примеры, взятые из книги ЕпЬапсеоЬН Кесоуегу, 1, Рипоашептав апоАпа 1 узезЬуЕ.С.Вопа 1 с 1 оп, (311. сыпшдапап,апд Леи, Е 1 еу 1 ег 1985.(щелочей) - Этот метод требует предварительной промывки, чтобы ПОДГОТОВИТЬ коллектор, И нагнетаниящелочного раствора или раствора щелочного полимера, который образует поверхностноактивные добавки по месту, чтобы освобождать нефть. После этого вводится раствор полимера, чтобы регулировать подвижность, и буровой раствор (вода),чтобы вытеснять химические продукты и нефть, получаемые в результате этого процесса добычи, в направлении эксплуатационных скважин.Нагнетание углекислого газа - Этот способ представляет процесс вытеснения нефти смешивающимся агентом, который является адекватным для многих коллекторов. Обычно наиболее осуществимым является использование запаса СО 2, сопровождаемого чередующимися нагнетаниями воды и СО 2 (Ч/АС ).Нагнетание пара - Тепло от пара,нагнетаемого в коллектор тяжелой нефти,снижает вязкость нефти, обеспечивая таким образом ее более легкое вытеснение через формацию в направлении эксплуатационных скважин.Циклическое воздействие паром - В этом процессе, который обычно предшествует непрерывному нагнетанию пара, нагнетание происходит в эксплуатационные скважины в- возвращения к эксплуатации. Эти циклы повторяются до тех пор, пока показатель добычи не будет становиться меньше, чем минимальный уровень рентабельности.Внутрипластовое горение - Этот процесс охватывает зажигание и контролируемое сжигание нефти внутри пласта, пользуясь нагнетанием чистого кислорода или воздуха в качестве поддерживающих горение агентов. Освобожденное тепло и газы под высоким давлением делают легким вытеснение тяжелых нефтепродуктов в направлении эксплуатационных скважин.Руководство ТЬегша 1 Кесоуегу, Ьу М 1 сЬае 1 Ргатз, Мопогарп Уо 1 ише 7, Непгу Ь. ВоЬегту Зегйез 1986, рассматривает технологию, вовлеченную в добычу нефти тепловыми методами, цель которой состоит в том, чтобы нагревать коллектор различными способами. Это руководство также раскрывает другие применения нагрева коллектора и предлагает технические решения использованиянагреваформациивокругзоны скважины посредством электрической энергии. Электрический ток проводится посредством изолированного кабелепровода кэкрану из нержавеющей стали в забое участка скважины. Затем ток вытекает из экрана,проходит через нефть в забое скважины,через обсадную трубу и возвращается к заземленному кабелепроводу у поверхности. В дополнение к проблемам электрических соединений в забое скважины, когдаток течет через жидкость, большая часть энергии теряется в земных пластах, даже если их удельное сопротивление является ниже, чем удельное сопротивление коллектора. Это происходит потому, что ток должен проходить расстояние в сотни раз более длинное в земном пласте.Так как эти системы могут справляться только с частью адгезионных сил, большие усилия прилагались и прилагаются, чтобы решить эту проблему, повышая, таким образом, добычу нефти применением более тщательно разработанных способов.