авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии

-- [ Страница 2 ] --

Таблица 1 Физико-химические свойства и параметры нефти скважины № 14011Н до и после ее обогащения углеводородами «пентаны + высшие»

Свойства и параметры пластовой нефти До обогащения нефти ЖУ «пентаны+высшие» После обогащения нефти ЖУ «пентаны+высшие»
Содержание ЖУ «пентаны+высшие», % масс. 86,40 93,20
Давление насыщения, МПа 17,84 7,10
Газосодержание, м3/т 169,00 85,00
Плотность пластовой нефти, кг/м3 754,50 747,30
Вязкость дегазированной нефти, мПа·с 6,13 1,45

Анализ данных исследований показал, что увеличение содержания в нефти жидких углеводородов «пентаны + высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом. Так, для нефти скважины № 538Н это снижение произошло с 7,30 до 3,80 МПа, а для нефти скважины № 14011Н с 17,85 до 7,10 МПа. При этом одновременно наблюдалось уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефти. Исходя из результатов исследований можно предположить, что уменьшение давления насыщения нефти газом будет способствовать повышению фазовой проницаемости породы по нефти в условиях эксплуатации скважины при давлениях ниже давления насыщения нефти газом.

Третья глава диссертационной работы посвящена установлению определяющих параметров технологий воздействия на ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии. В рамках этой задачи исследовались «время жизни» кислотообразующей эмульсии, характер взаимодействия её с породой коллектора, изменение фазовой проницаемости породы по нефти после обогащения её «пентанами + высшие», возможность эффективного использования КОГЭ в двухрастворных технологиях воздействия на ПЗС в неоднородных коллекторах.

Для установления оптимального времени нахождения кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пласте (оно складывается из времени «старения» и разложения КОГЭ, времени взаимодействия водных компонентов А и В с образованием HCl и времени реакции последней с породой) были выполнены опыты в пористой среде и в свободном объеме.

Выполнение экспериментов в пористой среде позволило учесть молекулярно-поверхностные эффекты на границах раздела фаз, влияние структуры, смачиваемости порового пространства и т.п.

Суть исследований в пористой среде заключалась в фиксации интервала времени, при котором наблюдалось интенсивное выделение углекислого газа из модели пласта, означающего «старение» и разрушение эмульсии с образованием соляной кислоты. Для этого в нефтенасыщенную модель пласта закачивалась кислотообразующая эмульсия в количестве одного объема пор. Модель подсоединялась к прибору Кларка для фиксации начала разложения КОГЭ. Выбор прибора Кларка обосновывался его высокой точностью (+ 0,1 см) и способностью измерять объем выделяющегося СО2 в широком диапазоне – от долей до десятков кубических сантиметров.

В исследованиях в качестве пористой среды использовали насыпную модель пласта из очищенной дезинтегрированной карбонатной породы (фракция 0,04…0,07 мм) ассельской залежи со следующими параметрами: длина – 0,3 м, диаметр – 0,04 м, пористость – 26,3 %, керосинопроницаемость – 1,2·10-12 м2.

Насыщение модели пласта производили нефтью скважины № 760Н той же залежи, которая характеризовалась следующими свойствами и составом: плотность и вязкость – соответственно 843 кг/м и 6,13 мПа·с при 20 °С, содержание парафина – 0,79 % масс., смол – 10,42 % масс., асфальтенов – 1,24 % масс. Эксперименты велись при давлении 0,1 МПа и пластовой температуре 35 °С.

При оценке «времени жизни» КОГЭ в свободном объеме к мерной бюретке прибора Кларка подключали реакционную колбу, куда заливали предварительно приготовленную эмульсию и помещали молотый порошок из естественных карбонатных пород ассельской залежи (карбонатность – 98,2 %) в количестве, обеспечивающем полную нейтрализацию образуемой соляной кислоты.

Исследования показали, что кислотообразующие гидрофобные эмульсии являются весьма устойчивыми системами. Начало разложения эмульсии в свободном объеме (начальный участок кривой 1 рисунка 1) происходит через 6 часов, в то время как в структуре пор породы появление следов газа, а значит реагирование, наблюдается сразу же после внедрения КОГЭ в модель пласта (начальный участок кривой 2 рисунка 1). Подобное явление, вероятно, объясняется не столько «старением» и разложением эмульсии, сколько её механическим разрушением при входе в пористую среду. При закачке КОГЭ в ПЗС в результате деформации глобул водных фаз А и В могут происходить их дробление, разрушение и слияние с образованием соляной кислоты, которая и вступает в реакцию сразу на начальном этапе.

  Динамика дифференциального выделения углекислого газа после разложения-0

Рисунок 1 – Динамика дифференциального выделения углекислого газа после разложения кислотообразующей гидрофобной эмульсии

Интенсивное разрушение эмульсии в свободном объеме начинается после 6…8 часов и характеризуется значительным выделением углекислого газа в течение 1 суток, которое, достигнув максимума к концу 2 суток, идет на убыль. При этом основное количество образуемой кислоты взаимодействует в условиях свободного объема в промежутке времени от 6 до 24 часов.

В структуре пористой среды разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18 часов и завершается через 2,5 суток, хотя выделение СО2

происходит до 4 суток, что свидетельствует о продолжении разрушения КОГЭ. Характер разрушения эмульсии менее «взрывной», чем в свободном объеме, о чем свидетельствует кривая 2 на рисунке 1. Такое запаздывание в разрушении КОГЭ в структуре пор объясняется, с одной стороны, возможно, дополнительным упрочнением сольватных оболочек вокруг глобул водных фаз А и В эмульсии за счет содержащихся в нефти активных компонентов и затруднения их смешивания для образования HCl, о чем свидетельствовали наличие микроглобул в вытесненной жидкости из модели пласта и кислая реакция у продуктов нейтрализации, с другой стороны, замедлением контакта образуемых кислот с подложкой породы коллектора из-за присутствия граничносвязанной нефти. В пользу последних утверждений говорит и тот факт, что количество выделившегося СО2 при реакции HCl с породой в пористой среде меньше, чем в свободном объеме.

Полученные результаты позволяют заключить следующее.

  1. Разложение кислотообразующей эмульсии в свободном объеме будет происходить по истечении 6…8 часов. Такой запас времени позволит осуществить закачку КОГЭ на ограниченной скорости во избежание возникновения высоких гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах и давлений в стволе скважины.
  2. Время выдержки КОГЭ в пласте для обеспечения наиболее полного взаимодействия HCl с породой составляет примерно 4 суток. За это время произойдет растворение породы образовавшейся кислотой, взаимопроникновение ЖУ «пентаны + высшие» и нефти друг в друга (гидродинамическое, диффузное), что позволит растворить в себе газовую фазу и отложившиеся в поре асфальтосмолистые и парафиновые вещества.

Исследование характера взаимодействия КОГЭ с породой коллектора проводили по следующей методике: в нефтенасыщенную составную модель пласта закачивали КОГЭ в количестве 1,2 от объема пор для более полного замещения нефти реагентом. Далее в одном случае реагент в модели выдерживали в течение 4 часов (как при технологии закачки 15 %-ного раствора HCl), в другом – в течение 4 суток (времени разложения эмульсии, образования и взаимодействия HCl с породой). Затем кернодержатель разбирали. Отмытые от нефти и углеводородов образцы породы промывали в дистиллированной воде, высушивали при 70 °С, доводили до комнатной температуры и оценивали керосинопроницаемость каждого образца составной модели до и после воздействия реагентом.

Подобные же опыты для сопоставления были выполнены и с закачкой 15- и 5 %-ных растворов HCl. Использование 5 %-ного раствора HCl объяснялось тем, что его растворяющая способность была примерно адекватна растворяющей способности вырабатываемой более концентрированной, но в меньшем количестве, соляной кислоты в составе КОГЭ. Время выдерживания в модели соляно-кислотных растворов составляло 4 часа.

Эксперименты велись при пластовой температуре 35 °С и давлении 10 МПа (при параметрах, выше критических для СО2). Исследуемыми пористыми средами и жидкостями являлись образцы пород, искусственно полученные из помола узкой фракции естественных карбонатных пород ассельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Исследования показали, что при закачке в пласт растворов соляной кислоты последние начинают активно вступать в химическое взаимодействие с породой и резко повышают проницаемость, особенно во входной части пласта, о чем наглядно свидетельствуют кривые изменения относительных коэффициентов проницаемости моделей (рисунок 2).

  Изменение относительных проницаемостей по длине модели пористой среды-1

Рисунок 2 – Изменение относительных проницаемостей по длине модели пористой среды при воздействии на неё различными реагентами

Визуальный осмотр торцевой части образцов породы показал, что при закачке только активных соляно-кислотных растворов (особенно 15 %-ной концентрации) во входной части образуются каналы разъедания. Этого не наблюдается при закачке КОГЭ, что позволяет утверждать о более равномерном проникновении последней в пласт. При этом при непродолжительном контакте КОГЭ с породой (в течение 4 часов) не наблюдается существенного изменения проницаемости (рисунок 2, кривая 3), в то время как выдержка эмульсии в течение 4 суток (времени разложения КОГЭ и взаимодействия с породой) позволила увеличить относительную проницаемость модели на 30 % (рисунок 2, кривая 4).

Водные растворы соляной кислоты при закачке их в пласт поршнеобразно оттесняют нефть в глубь пласта, полностью заполняя поровое пространство и вступая по всему заполненному объему в химическое взаимодействие с породой. Отсюда увеличение диаметра порового канала по всей его длине и в целом рост проницаемости.

Несколько иной процесс воздействия на пластовую систему кислотообразующей гидрофобной эмульсией. При закачке КОГЭ водные компоненты А и В после разложения гидрофобной эмульсии образуют раствор соляной кислоты, который в составе горной породы может располагаться:

  • в нижнем сечении порового канала в виде неразрывного сплошного слоя;
  • в виде защемленных капель, четок, разделенных углеводородными жидкостями «пентаны + высшие» из-за проявления капиллярных сил в тонких порах.

Образуемая кислота, взаимодействуя с породой, будет расширять существующие поровые каналы, образовывать дополнительные микрокаверны, увеличивать диаметры проходных каналов.

Исследования показали, что рассматриваемый способ доставки кислоты в пласт будет способствовать увеличению глубины воздействия на пласт реагентом из-за медленного распада эмульсии, т.к. традиционно используемые растворы соляной кислоты и их модификации значительно теряют свою активность уже при входе в пласт. При этом последние, образуя каналы разъедания, снижают охват пласта воздействием. Исходя из изложенного и учитывая результаты предыдущих исследований (способность растворять АСПО, снижать давление насыщения нефти газом), можно ожидать большего эффекта от использования КОГЭ за счет дополнительного фактора – фактора увеличения проницаемости пород при взаимодействии образуемой HCl с породой коллектора.

Для оценки изменения фазовой проницаемости породы по нефти при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны + высшие» был выполнен комплекс лабораторных исследований при следующих условиях:

  • эксперимент № 1: моделирование 2-фазной фильтрации пластовой нефти (нефть + газ) в призабойной зоне скважин при Рпл < Рнас;
  • эксперимент № 2: осуществление однофазной фильтрации пластовой нефти в призабойной зоне пласта при Рпл >Рнас;
  • эксперименты № 3 и № 4: моделирование фильтрации пластовой нефти, искусственно обогащенной жидкими углеводородами «пентаны + высшие», при различных вариантах изменения депрессии в ПЗС.

Исследования показали, что содержание свободной газовой фазы в пористой среде при фильтрации жидкости приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти. В наших экспериментах это уменьшение составило с 0,396 до 0,220 мкм, т.е. в 1,8 раза.

Искусственное обогащение исходной нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие» на 7 % масс. снизило давление насыщения нефти газом с 17,85 до 7,10 МПа. Это обеспечило её монофазную фильтрацию и, соответственно, более высокую фазовую проницаемость по нефти.

Снижение давления насыщения нефти газом при искусственном обогащении ее ЖУ «пентаны + высшие» позволяет дополнительно уменьшить давление на забое скважины, не опасаясь выделения свободной газовой фазы в структуре пор пласта.

Учитывая способность КОГЭ менять свою вязкость в широком диапазоне в зависимости от состава ингредиентов, нами исследовалась возможность использования ее в технологии двухрастворной обработки ПЗС.

Исследования велись на установках с двухслойной моделью пласта. Модель представляла собой два параллельных пропластка (гидродинамически не связанных) различной проницаемости. Исходные соотношения проницаемостей в пропластках модели пласта составляли 2,64; 5,49; 8,01; что примерно соответствовало реальным условиям в рассматриваемых продуктивных пластах.

Обработку призабойной зоны скважины моделировали с использованием двух технологий воздействия.

  1. Вначале на неоднородную модель воздействовали 15 %-ным раствором соляной кислоты, имитируя однорастворную обработку ПЗС. Снимали показания приборов и определяли фильтрационные параметры модели пласта и пропластков.
  2. Затем обработку неоднородной модели производили по двухрастворной технологии, воздействуя на модель последовательно высоковязкой, кислотообразующей гидрофобной эмульсией (µ = 50 мПа·с) и маловязким
    15 %-ным раствором соляной кислоты. После удаления растворов из модели ПЗС вновь снимали показания.

Исследования показали, что обработка послойно-неоднородной по проницаемости модели пласта по однорастворной схеме только соляной кислотой хотя и приводит к росту проницаемости пропластка с низкими фильтрационными свойствами, тем не менее, этот рост незначителен и зависит от исходного соотношения проницаемостей в пропластках. Так, при исходном соотношении проницаемостей 2,64; 5,49; 8,01 увеличение проницаемостей в низкопроницаемых пропластках составило 13,7; 6,8 и 5,2 %. Здесь отмечается следующая закономерность: чем выше исходная неоднородность пропластков, тем большую неоднородность по проницаемости мы получаем при использовании раствора HCl, что, естественно, не создает условий для эффективной выработки малопроницаемых пропластков пласта.

Использование КОГЭ в технологии двухрастворного воздействия на ПЗС способствует увеличению охвата пласта воздействием, подключая в процесс низкопроницаемые участки ПЗС. Эффективность воздействия отмечается для пропластков, проницаемость которых варьируется в пределах 0,03…0,50 мкм при соотношении проницаемости в них 1:7.

В четвертой главе приводятся результаты внедрения технологий воздействия на ПЗС на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие». Объектами обработки являлись пласты ассельской и среднекаменноугольной залежей Оренбургской области. Залежи представлены карбонатными коллекторами (плотными, пористыми, микротрещинноватыми), характеризующимися низкими значениями пористости и проницаемости: для ассельской залежи 13,0 % и 0,0283 мкм; среднекаменноугольной – 13,3 % и 0,0613 мкм.

Насыщающие пласт нефти сернистые (1,2…1,6 % масс.), парафинистые (2,8…20,0 % масс.), смолистые (5,4…14,0 % масс.) с пластовой плотностью 728…836 кг/м, вязкостью 0,82…1,64 мПа·с, начальной газонасыщенностью 127,4…172,9 м/т и начальным газовым фактором 150…172 м/т.

Режимы работы пластов рассматриваемых залежей газонапорные без поддержания пластового давления.

Залежи характеризуются высокими значениями давления насыщения, близкими к значениям начальных пластовых давлений, что довольно быстро привело в процессе разработки к их выравниванию, а в последующем – и к снижению пластовых давлений ниже давления насыщения: на ассельской залежи к моменту обработки скважин – на 10,6 %, среднекаменноугольной – на 13,7 %.

Малодебитные скважины (дебиты от 1 до 5 т/сут) составляют 60 % от действующего фонда скважин и обеспечивают лишь чуть более 20 % годовой добычи нефти.

Эксплуатация нефтяных скважин осложнена наличием свободного газа, поступаемого в скважину вместе с нефтью, парафиносмолистых отложений в ПЗС, насосно-компрессорных трубах и промысловом оборудовании.

Работы по повышению производительности нефтяных скважин на основе ЖУ «пентаны + высшие» осуществлялись по двум технологиям:

  • обработка призабойной зоны скважин только жидкими углеводородами «пентаны + высшие»;
  • обработка призабойной зоны скважин жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

В качестве жидких углеводородов «пентаны + высшие» использовали масло абсорбции.

По первой технологии обработке были подвергнуты 7 добывающих скважин. Анализ показал, что все обработанные скважины дали положительный результат. Дебиты скважин по нефти выросли в диапазоне с 9 до 100 %, и в среднем на одну скважино-операцию составили 9,5 т/сут против 7,1 т/сут до обработки.

Исследования скважины № 551Н на неустановившихся режимах фильтрации до и после закачки масла абсорбции в пласт показали изменения гидродинамических параметров работы пласта в призабойной зоне. Отмечается увеличение гидропроводности с 0,412 до 0,452 , пьезопроводности призабойной зоны скважины при практически неизменных гидродинамических параметрах удаленной зоны пласта. Коэффициент продуктивности скважины увеличился в 4,2 раза.

Наиболее значимое повышение суточных дебитов отмечается при обработке ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии. По этой технологии были обработаны две скважины: № 760Н (ассельской залежи) и № 14054Н (среднекаменноугольной залежи).

Анализ результатов воздействия показал, что дебиты скважин выросли в 3,5 (скважина № 760Н) и в 2,5 (скважина № 14054Н) раза. Более существенное увеличение дебитов скважин по данной технологии объясняется улучшением фильтрационных свойств породы ПЗС за счет взаимодействия её с соляной кислотой, образуемой в результате разложения КОГЭ.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.