¿Por qué es brillante la perspectiva de una recuperación mejorada de petróleo en la recuperación de petróleo terciario?
Inundación de polímeros La inundación de polímeros es una tecnología de recuperación de petróleo terciario. Su mecanismo principal es expandir el volumen de barrido de la inundación de agua e inyectar de 0,4 a 0,6 veces el volumen de poros de las babosas de polímero a través de los pozos de inyección de agua, mejorando así. reduce la viscosidad del agua, reduce los efectos adversos de la digitación de agua durante el desplazamiento del agua y mejora la eficiencia del desplazamiento del petróleo. El campo petrolífero de Daqing se ha convertido en la base más grande para implementar la inundación con polímeros en mi país. En 1996, la inundación con polímeros comenzó a promoverse y aplicarse ampliamente. Las reservas geológicas de las tres antiguas áreas de Lamadian, Sartu y Xingshugang representaban el 92,7% del total. Las reservas del campo petrolífero de Daqing representan el 88,26% de la producción anual total de petróleo del campo petrolífero de Daqing. Su composición de producción se puede dividir en dos partes: la inundación con polímeros produjo 8,2 millones de toneladas de petróleo, lo que representa el 17,05%; la inundación con agua produjo 39,9 millones de toneladas de petróleo, lo que representa el 82,95%. Según la prueba de campo de inyección de polímero en la parte occidental de Sartu, la inundación con polímero aumentó la tasa de recuperación entre un 7,5% y un 12% en comparación con la inundación con agua, y la producción promedio de petróleo aumentó en 209 toneladas por tonelada de polímero. En la etapa inicial de la inyección de polímero, la presión de inyección generalmente aumenta relativamente rápido. Cuando la adsorción y retención del polímero por la capa de petróleo cerca del pozo alcanza el equilibrio, la presión de inyección tiende a ser estable. Cuando se lleva a cabo la inyección de agua posterior, la presión de inyección tiende a ser estable. La presión de inyección comienza a disminuir y la presión de inyección aumenta con la velocidad de inyección. El aumento en el espaciamiento de los pozos de producción y la intensidad de la inyección refleja que la inundación por inyección de polímero debe tener un espaciamiento razonable entre los pozos de inyección y producción y la capa de petróleo debe tener una cierta permeabilidad. Después de que la inundación con polímeros tuvo efecto, el contenido de agua disminuyó significativamente y la producción de petróleo aumentó. Se perforaron dos pozos de extracción de muestras cerrados, separados por 30 metros, antes y después de la inyección de polímero en el sitio en la parte occidental del área central. Los datos del núcleo mostraron que el espesor lavado con agua de las capas 1-3 de Sa II aumentó en un 50% y. el espesor lavado con agua de las capas 1-4 de Pu I aumentó en un 48%. En la actualidad, las condiciones de detección para varias áreas de prueba de inyección de polímeros, como Daqing, Dagang y Shengli, son básicamente que la profundidad de enterramiento sea inferior a 2000 metros y la penetración del
polímero
La inundación con polímero del pozo PO5 en el yacimiento petrolífero de Daqing es efectiva para yacimientos de arenisca con índices dinámicos superiores a 50×10-3 micrones cuadrados; viscosidad del petróleo crudo subterráneo de 5 a 60 mPa·s; salinidad del agua subterránea inferior a 10.000 mg/L. El polímero de poliacrilamida que se utiliza actualmente solo es adecuado para campos petrolíferos con baja salinidad y pocos iones metálicos divalentes. Los polímeros que sean resistentes a la sal y a las altas temperaturas aún se encuentran en la etapa experimental y de investigación. Para superar las deficiencias de la poliacrilamida, muchos investigadores también han estudiado varios biopolímeros, como el alcohol polivinílico, el acetato de polivinilo y la goma xantana polisacárida.
La inundación con petróleo compuesto es una idea para estudiar una inundación con petróleo material que puede aumentar la recuperación de petróleo en mayor medida que la inundación con polímeros y es más barata que la inundación con surfactante, lo que lo convierte en un aceite eficiente. Tecnología de desplazamiento con perspectivas de aplicación industrial. Su mecanismo principal es formar una tensión interfacial aceite-agua ultrabaja y mejorar la capacidad de lavado de aceite. Por otro lado, el polímero puede expandir el volumen barrido de la inundación de agua y actuar como una variedad de agentes químicos. . los efectos sinérgicos que existen entre ellos. En la vida diaria, todos conocemos un fenómeno muy común: los álcalis pueden eliminar fácilmente las manchas de aceite. Si agrega algunos agentes activos, la capacidad de eliminar las manchas de aceite será más fuerte. El principio del desplazamiento compuesto de petróleo es similar a ese, que reduce principalmente la tensión interfacial petróleo-agua y cambia la afinidad del petróleo con la superficie de la roca. Para mejorar la recuperación de petróleo de los yacimientos de petróleo, existen pruebas de campo de inundación con agua alcalina más polímero o agente activo más polímero se llama inundación de compuesto binario, y álcali más agente activo más inundación de polímero se llama inundación de petróleo metacomplejo. . El compuesto interactuará con la superficie de la roca, cambiando la humectabilidad de la superficie de la roca de lipófila a hidrófila, haciendo que la película de aceite sea inestable o incluso destruyéndola, permitiendo que el aceite residual fluya y sea expulsado por el polímero. Las investigaciones y experimentos en este ámbito han logrado grandes avances y presentan buenas perspectivas.
Tecnología de control de perfil profundo de partículas de expansión de volumen y inundación de aceite de gel disperso La reducción del costo de la inundación de polímero es una dirección importante para la aplicación industrial de la recuperación mejorada de petróleo. En los últimos años, la investigación sobre geles móviles dispersos de baja concentración es un logro importante. Los geles móviles son agregados multimoleculares con una estructura sin red formada por polímeros y agentes reticulantes. La observación de la microestructura utilizando un microscopio de fuerza atómica muestra que el gel móvil está principalmente reticulado intramolecularmente y su tamaño es aproximadamente 10 veces mayor que el del polímero. De esta manera, se puede ahorrar considerablemente la cantidad de polímero. El gel móvil también tiene buena fluidez. Los estudios experimentales sobre el modelo de efecto de desplazamiento de petróleo muestran que la inundación de agua penetra principalmente a lo largo de la capa de alta permeabilidad, la inundación de polímero puede mejorar la eficiencia de barrido de la capa de permeabilidad media y la inundación de gel móvil puede mejorar el factor de recuperación desde bajo. capas de permeabilidad. El uso de gel móvil después de la inundación con polímero puede aumentar aún más la recuperación de petróleo en un 3,9%. La relación entrada-salida es 1:3,9.
En la prueba de campo del campo petrolífero de Daqing, los perfiles de absorción de agua de seis pozos de inyección se ajustaron en diversos grados. La tendencia general fue que la absorción de agua desde la parte inferior de la capa de petróleo se desplazó hacia la parte superior. En la prueba piloto de inundación de control de gel móvil en dos pozos en el campo petrolífero de Henan, la concentración de inyección de polímero fue de 600 mg/L, la concentración de agente reticulante fue de 60 mg/L, el volumen de inyección fue de 25.100 metros cúbicos y el consumo diario de petróleo. El aumento fue de 4 toneladas. En comparación con la inundación con polímeros, el coste de los productos químicos se ahorra en 130.000 yuanes.
Micrografía de fuerza atómica de gel móvil, modelo paralelo, permeabilidad al agua (10-3 micras cuadradas), saturación de petróleo (%), recuperación de inundación de agua (%), inundación de polímero, ajuste y acumulación de CDG. Tasa de recuperación ( %) Tasa de recuperación aumentada (%) Tasa de recuperación acumulada (%) Tasa de recuperación aumentada (%) Alta permeabilidad 298082.0857.147214.8672.570.57 Permeabilidad media 72984.1129.1462.7533.6165.392.64 Baja permeabilidad 5176.520.924.273.3543.5139 . 24
El efecto de control del gel móvil después de la inundación de polímero en el modelo paralelo de tres tubos. En los últimos años, se ha desarrollado una tecnología de control de perfil profundo de partículas de expansión de volumen. Este agente de control de perfil granular se utiliza en el suelo. El enlace evita el problema del desprendimiento del subsuelo. Las partículas de expansión de volumen tienen buena resistencia a la temperatura (120 °C) y a la sal (300.000 mg/L). Las partículas de expansión de volumen tienen la función de control del perfil profundo de "ameba". El volumen de las partículas permanece sin cambios cuando se exponen al aceite y. no se disuelve cuando se expone al agua, se hincha y se vuelve blando, puede deformarse bajo la acción de una fuerza externa y es reversible. La deformación y migración de partículas de volumen expandido en los estratos profundos puede cambiar efectivamente el campo de presión fijo y agilizar el campo formado por inundaciones de agua a largo plazo en los estratos profundos, logrando el propósito de control del perfil profundo, aumentando el volumen barrido y mejorando. el efecto del desarrollo de inundaciones de agua. Según estadísticas incompletas de pruebas de campo de 355 grupos de pozos en Daqing, Dagang y Zhongyuan, se logró un aumento acumulado de 467.300 toneladas de petróleo y un aumento de 657 millones de yuanes en ingresos.
Desplazamiento de aceite miscible El mecanismo de desplazamiento de aceite miscible consiste en esperar que el fluido desplazante y el fluido desplazado (aceite) se disuelvan completamente entre sí, y la tensión interfacial entre las dos fases sea igual a cero. De esta forma, la tasa de recuperación definitivamente será la más alta. Por ejemplo, la tasa de recuperación después de inundaciones miscibles en el área experimental del campo petrolífero Papina de Canadá alcanzó entre el 67,2% y el 75,7%. Varios hidrocarburos líquidos como el queroseno, la gasolina, el alcohol y el gas de petróleo licuado pueden formar directamente fases miscibles con el petróleo crudo cuando entran en contacto con el petróleo crudo en la formación. Sin embargo, el principal problema es que el costo es demasiado alto y nadie lo hará. inyectar gasolina en la formación para reemplazarla. Producir petróleo crudo y hacer una cosa tan estúpida. En la actualidad existen tres métodos diferentes de inundación miscible con hidrocarburos. El primer método se llama método de slug miscible, que inyecta aproximadamente el 5% del volumen de los poros de los hidrocarburos líquidos en la capa de petróleo y luego utiliza gas natural, gas seco o agua para empujar el líquido. sección miscible, el segundo método es el método de enriquecimiento de gas, también llamado método de inundación miscible con gas condensado, que consiste en inyectar primero una porción de gas natural enriquecido (C2-C6) en la capa de petróleo y luego usar gas natural y El gas seco o el agua impulsan el lingote miscible para impulsar el petróleo. Durante el proceso de inundación miscible rico en gas, los componentes C2-C6 se transfieren del lingote al petróleo crudo. El tercer método es el método de inyección de gas seco a alta presión, también llamado método de inundación miscible por evaporación. Provoca la evaporación inversa del petróleo crudo durante el proceso de inundación de gas seco a alta presión, y los componentes C2-C6 se transfieren del petróleo crudo. a la fase gaseosa. Esto es consistente con el tercer método. Los dos métodos tienen caminos opuestos para lograr la miscibilidad. La profundidad del yacimiento aplicada por el tercer método es generalmente relativamente profunda y la presión para alcanzar la miscibilidad es relativamente alta. Solo se puede aplicar a petróleo crudo casi volátil con una presión superior a 20 MPa y una gravedad específica del petróleo crudo superior a 40°API. Este método se utiliza en Xinjiang, Portugal. Bei Oilfield está realizando pruebas. Se requiere que la presión de la fase miscible alcance los 32 MPa, lo que requiere la inyección de gas desde un compresor de alta presión.
Cambios en la tensión interfacial del petróleo y gas a alta temperatura y alta presión En Occidente, hay muchos experimentos en campos de inundación miscibles, y actualmente el segundo método de enriquecimiento de gas se utiliza principalmente en China, a excepción de China. Pubei Oilfield, que está siendo sometido a pruebas, las inundaciones miscibles están básicamente en blanco. La inundación miscible es muy efectiva para producir petróleo restante en medios porosos. Sin embargo, cuando se usa gas o petróleo licuado para la inundación miscible, las babosas miscibles son propensas a la dispersión e incluso al deterioro completo, el gas es propenso a la sobrecarga y la intrusión, la distribución desigual de la permeabilidad y la. El disolvente queda atrapado en algunos poros muertos y pierde su miscibilidad. En este caso, es muy necesario inyectar una gran cantidad de costosas babosas miscibles. Estos factores desfavorables deben mejorarse y superarse continuamente.
El dióxido de carbono también se puede utilizar para el desplazamiento de petróleo miscible, pero a menudo hay una falta de fuentes de gas de dióxido de carbono cerca de muchos campos petroleros en el mundo, lo cual es un requisito previo para el desplazamiento de petróleo miscible con dióxido de carbono. La inundación con petróleo miscible con dióxido de carbono tiene sus propias características. La fase miscible se puede obtener en yacimientos con una presión de formación superior a 10,2 MPa.
La disolución del dióxido de carbono en el petróleo hace que el petróleo crudo se expanda y reduzca su viscosidad. Esta zona miscible de petróleo se desplaza más fácilmente hacia adelante mediante inyecciones posteriores de gas o agua. Pero también tiene sus desventajas. La temperatura crítica del dióxido de carbono es de 31°C. Por encima de esta temperatura, por muy alta que sea la presión, el dióxido de carbono se encuentra en estado gaseoso y puede escapar fácilmente del pozo de producción de forma prematura. El dióxido de carbono se disuelve fácilmente en agua para formar ácido carbónico. Este ácido es muy corrosivo para los equipos. El costo de frenar la corrosión del equipo es una parte importante de la inversión total en este método. China aún no ha realizado pruebas in situ de inundación de dióxido de carbono. En Jiangsu, Dagang, Zhongyuan y otros yacimientos petrolíferos, el dióxido de carbono se utiliza principalmente para realizar pruebas de inyección de dióxido de carbono inmiscible, y todos han logrado efectos de aumento de producción relativamente buenos. .
Tecnología de recuperación térmica de petróleo La recuperación térmica de petróleo es principalmente una tecnología para mejorar la tasa de recuperación de yacimientos de petróleo pesado. Incluye inundaciones por inyección de agua caliente, resoplidos y soplos de vapor, inundaciones por vapor, depósitos contra incendios y otras tecnologías. Estas tecnologías han sido ampliamente estudiadas en el desarrollo de yacimientos de petróleo pesado en China y han logrado buenos resultados mediante pruebas prácticas. El petróleo pesado tiene una alta viscosidad y una baja tasa de recuperación, y es difícil recuperar el petróleo extrapesado utilizando el método habitual de inyección de agua. Sin embargo, el petróleo pesado es extremadamente sensible a la temperatura. Cada vez que la temperatura aumenta 10°C, la viscosidad cae a la mitad. Para los yacimientos de petróleo pesado ordinarios, la inundación con agua caliente aumentará en gran medida la tasa de recuperación. Los yacimientos de petróleo extrapesado que no pueden explotarse pueden explotarse mediante soplos de vapor o inundaciones con vapor o quema de yacimientos. La estimulación con vapor es la inyección periódica de vapor en el pozo de petróleo. En aplicaciones prácticas, la cantidad de inyección periódica de vapor es generalmente de varios cientos de toneladas a varios miles de toneladas de vapor equivalente en agua, y la intensidad de la inyección de vapor es generalmente de 50 a 150 toneladas/metro. La sequedad del vapor inyectado tiene su efecto sobre el efecto. Cuanto mayor sea la sequedad en el fondo del pozo, más calor se podrá inyectar y mejor será el efecto de rendimiento. Después de inyectar el vapor, el pozo se cierra durante unos días (generalmente alrededor de una semana), lo que comúnmente se conoce como estofado de pozo, para permitir que el calor del vapor se difunda, y luego se abre el pozo para la producción. A medida que aumenta la temperatura del petróleo pesado en la zona cercana al pozo, la movilidad del petróleo pesado aumenta significativamente. La expansión térmica del fluido, la compresión del gas disuelto y la reducción de la saturación del petróleo residual en la zona cercana al pozo. y el efecto de limpieza del pozo aumentan la producción de petróleo pesado. Este método se utiliza comúnmente en todo el mundo. La tecnología de China se ha desarrollado rápidamente en esta área. El campo petrolífero de Liaohe superó las dificultades técnicas de la producción de vapor en pozos de 1.600 metros de profundidad. En 1995, el volumen de recuperación de petróleo térmico alcanzó 6,74 millones de toneladas, lo que representa el 61,5% del total del país. Volumen de recuperación de aceite térmico. Después de varios ciclos de resoplido y soplo de vapor, el aumento en la producción es cada vez menor, y la tasa de recuperación de resoplido y soplo es generalmente solo del 15% al 20%. El método más eficaz es cambiar a inundación con vapor. Sin embargo, existen dos restricciones sobre la inundación con vapor: en primer lugar, la profundidad no debe ser superior a 1.500 metros y en segundo lugar, el espesor de la capa de petróleo debe ser superior a 9 metros. El límite de profundidad se debe a la presión crítica del vapor (21,7 MPa) y el límite de espesor de la capa de aceite está determinado por la tasa de pérdida de calor de la capa superior y la capa inferior. La gravedad del petróleo crudo de varios grandes campos petroleros extranjeros, como el campo petrolífero del río Kern y la formación San Ardo Aurignac en los Estados Unidos, es de 11,5 a 13°API, y la tasa de recuperación final de la inundación de vapor puede alcanzar del 62% al 65%. Generalmente se considera que la tasa de recuperación durante la etapa de inundación con vapor es del 20% al 30%. La tecnología de recuperación de aceite térmico por inundación de vapor se ha desarrollado rápidamente en los últimos 10 años. Para mejorar el efecto térmico y desarrollar eficazmente el petróleo superpesado, se propuso la tecnología de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) de pozos horizontales. Su principio básico es utilizar vapor como medio de calentamiento, calentar la capa de aceite bajo la acción de la convección y conducción de calor fluido y confiar en la gravedad para extraer petróleo pesado. La aplicación de la tecnología SAGD en el yacimiento de petróleo de Athabasca en Canadá ha sido muy exitosa. La profundidad promedio del pozo de petróleo es de 150 metros, el espesor de la capa de petróleo es de 20 metros, la porosidad es del 35% y la permeabilidad es de 5 a 12. micras cuadradas La temperatura de la capa de petróleo es de 7°C, el peso del asfalto es de 8° API, la viscosidad es de 5 millones de mPa·s y pertenece a un yacimiento de petróleo súper pesado. Este tipo de yacimiento de petróleo difícil de utilizar ha sido revitalizado por la tecnología SAGD. La respuesta de recuperación de petróleo por efecto térmico es muy rápida y la producción diaria promedio de petróleo supera los 30 metros cúbicos.
Método de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) Tecnología de recuperación microbiana de petróleo La recuperación microbiana de petróleo fue propuesta por primera vez por el académico estadounidense Bachioan en 1926 mediante la inyección de bacterias en la formación para mejorar la recuperación de petróleo. En la década de 1940, Zobell informó sobre el uso de bacterias para liberar petróleo de las arenas bituminosas de Athabasca en Alberta, Canadá, lo que despertó gran interés desde entonces. Después de más de 70 años de investigación, la investigación sobre la recuperación microbiana de petróleo en muchos países ha pasado de los laboratorios a las pruebas de campo.
Su principio básico es:
Los microorganismos del cromatograma de bacterias PBS, PBST, PBSR pueden degradar eficazmente componentes pesados como cera, goma y asfaltenos en el petróleo crudo y producir una gran cantidad de metabolitos que son beneficiosos para el desplazamiento del petróleo. De la figura se desprende que el efecto de las bacterias PBST es particularmente obvio: el contenido de n-alcanos con bajo número de carbonos aumenta (se desplaza hacia la izquierda) y el contenido de n-alcanos con alto número de carbonos disminuye en gran medida; la viscosidad del petróleo crudo y producir una cierta cantidad de superficie biológica. Las sustancias activas y los solventes orgánicos pueden reducir la tensión interfacial y ayudar a mejorar la tasa de recuperación del petróleo crudo en emulsiones de petróleo en agua o agua en petróleo; que producen buenas capacidades de emulsificación y dispersión para el petróleo crudo y mejoran la fluidez del petróleo al agua. Los microorganismos se reproducen en los depósitos de petróleo, se producirán muchos gases beneficiosos como CO2, CH4, H2, etc. El petróleo crudo y restaurar la presión de la capa de petróleo. El cemento de carbonato en la capa de petróleo se disuelve con CO2, lo que es beneficioso para mejorar la calidad de la porosidad y la permeabilidad.
Análisis de los resultados de las inundaciones del ciclo microbiano. Muchos campos petroleros en China, como Jilin, Daqing, Zhongyuan, el norte de China, Qinghai y Liaohe, han realizado pruebas de campo de recuperación de petróleo microbiano. En la actualidad, son principalmente limitadas. a algunas pruebas de resoplido y resoplido de un solo pozo, pero todas han obtenido efectos obvios. Las tasas de reducción de la viscosidad de varias cepas probadas en el campo petrolífero de Daqing alcanzaron entre el 28% y el 34%, y las tasas de recuperación en experimentos en interiores pueden alcanzar entre el 8% y el 11,57%. El campo petrolífero de Liaohe llevó a cabo estudios de aclimatación, cultivo y actividad fisiológica en una variedad de microorganismos aislados del yacimiento de petróleo semipesado en el bloque Qi 108, seleccionó cepas adecuadas para el yacimiento de petróleo pesado Qi 108 y realizó 2 pruebas en 8 pozos. ~3 rondas de pruebas de rendimiento, los resultados son buenos y la relación entrada-salida es superior a 1:3. Los principales problemas actuales en la recuperación microbiana de petróleo son fortalecer aún más la investigación básica, detectar cepas bacterianas adecuadas para diferentes yacimientos de petróleo; comprender la viabilidad de las cepas bacterianas inyectadas en los yacimientos de petróleo y comprender los efectos de las cepas bacterianas y sus metabolitos en el petróleo; Distribución de microorganismos, migración y control. Dar gran importancia a la protección y seguridad ambiental requiere la cooperación multilateral entre ingenieros de yacimientos, microbiólogos, genetistas, ingenieros químicos, ingenieros ambientales e ingenieros económicos para realizar diseños cuantitativos y económicamente optimizados para la recuperación microbiana de petróleo.