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 | 4 |

Экспериментальное обоснование методов подготовки агентов для вытеснения вязкой нефти

-- [ Страница 2 ] --

В мировой и в отечественной нефтепромысловой практике для добычи нефти широко используется «заводнение пласта». По сравнению с разработкой нефтепродуктивного пласта в режиме истощения вытеснение нефти водой дает возможность повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 20-25 % до 40 % (в среднем). Таким образом, до 60 % нефти все же остается при этом в пласте. Особенно низкие КИН (порядка нескольких процентов) получают на объектах разработки, нефти которых обладают высокой вязкостью (более 10 сП).

Для повышения нефтеотдачи используют, хотя и в относительно ограниченных масштабах, такие альтернативные способы разработки, как вытеснение нефти растворителями, полимерными водными растворами, водогазовыми смесями. Для повышения нефтеотдачи в случае вязких нефтей применяют иногда тепловые методы.

Все перечисленные способы разработки запасов нефти могут быть в принципе использованы и при эксплуатации НГКМ. Автор посчитал необходимым сосредоточить внимание на способах, которые основаны на использовании легко доступных флюидов и легко реализуемых в промысловых условиях технико-технологических решений. По мнению автора, наиболее доступными в качестве вытесняющих нефть агентов, в том числе по стоимости, являются водные растворы полимеров, в частности, полиакриламида, и водогазовые смеси.

В диссертации подчеркивается необходимость соблюдения ряда условий для эффективной разработки запасов вязкой нефти, залегающих в виде тонких подгазовых оторочек, включая такое очевидное условие, как гидродинамическое отделение оторочки для независимой ее эксплуатации. К подобным условиям относятся, естественно, также общие для залежей нефти любого вида условия. Например, для получения высоких КИН требуется обосновать методы подготовки однофазных флюидов - полимерных растворов со стабильной во времени вязкостью - и выбора состава двухфазных водогазовых смесей в качестве вытесняющих нефть агентов.

В работе описываются методика и рассматриваются результаты изучения реологических свойств одно- и двухфазных флюидов с целью обоснования выбора эффективных агентов для вытеснения вязких нефтей.

Нефтепромысловый опыт показал, что водные растворы полимеров могут быть эффективными агентами вытеснения нефти. Однако недостатком таких растворов является нестабильность их реологических свойств. Например, наиболее часто используемые растворы ПАА характеризуются тем, что в течение нескольких недель, тем более месяцев, начальная вязкость уменьшается в несколько раз. Поскольку процесс воздействия на пласт путем нагнетания раствора в залежь может занимать от нескольких месяцев до нескольких лет, данный недостаток резко снижает эффективность агента. С целью обеспечения необходимого качества агента требуется создать метод приготовления полимерного раствора, который гарантировал бы стабильность его реологических свойств.

В соответствии с изложенным, при участии автора были проведены специальные исследования с целью оценки влияния на стабильность во времени вязкости водных растворов ПАА, приготовленных с различными скоростями вращения ротора смешивающей установки (миксера).

Объектами исследований были растворы ПАА с концентрациями 0,2; 0,25 и 0,3 % (масс.), - близкими к тем, что соответствуют подходящим для промысловой практики растворам.

Эксперименты были проведены при комнатной температуре (23 ± 1 С) и атмосферном давлении. В качестве растворителя ПАА использовали дистиллированную воду. Длительность перемешивания задавали общепринятую - 15 минут.

Стабильность физико-механических свойств водных растворов ПАА во времени оценивали по изменению динамической вязкости: для растворов концентрации 0,20 % (масс.) через 35, 77, 96, 195, 294 и 365 суток, а для растворов 0,25 и 0,30 % (масс.) концентрации - через 5, 10, 84, 184 и 262 суток после их приготовления. Нормативными документами допускается вязкость такого рода разбавленных растворов полимеров измерять капиллярными вискозиметрами. Поэтому при исследованиях использовали вискозиметр Оствальда - Пинкевича.

Результаты экспериментов представлены в работе в форме графических зависимостей в том числе стабильности во времени вязкости водного раствора полимера от условий его подготовки (скорости вращения ротора смесителя). Обобщающая зависимость приведена на рисунке 1.

 Зависимость степени снижения вязкости приготовленного 0,2 % - го раствора-2

Рисунок 1 - Зависимость степени снижения вязкости приготовленного 0,2 % - го раствора ПАА за время, равное 294 суткам, от режима приготовления раствора (числа оборотов ротора смешивателя при «стандартном» периоде 15 минут).

Эта зависимость описывается следующим аналитическим выражением:

, где: y = -, x = n.

Основной вывод, сделанный по результатам исследований: увеличение угловых скоростей вращения ротора миксера при приготовлении водных растворов ПАА способствует стабилизации их динамической вязкости. Механизм стабилизации растворов при механическом перемешивании в миксере с угловой скоростью вращения ротора более 10-12 тыс. об/мин обусловлен, по-видимому, разрушением межмолекулярных связей полимера до такого состояния, при котором растворы представляют собой систему с достаточно высокой степенью дисперсности полимера. Естественно, для каждого полимера и апробируемой его концентрации в растворителе (в данном случае - воде) необходимая для получения стабильного раствора угловая скорость вращения ротора устанавливается экспериментальным путем индивидуально.

Таким образом, условием стабильности раствора ПАА (период апробации в лаборатории составлял ~10 месяцев) является приготовление раствора на режимах работы смешивающего устройства, соответствующих 10 тыс. об/мин ротора и выше. В промысловых условиях растворы ПАА исследованных концентраций, используемые в качестве загустителей воды, после стабилизации их вязкости можно при необходимости хранить длительное время до начала их нагнетания в пласт.

Применительно к конкретным условиям, когда в качестве растворителя будет использоваться не дистиллированная вода, а вода с определенной минерализацией, следует провести исследования растворов полимера на базе такого растворителя по описанной методике.

В качестве альтернативного нефтевытесняющего агента в данной работе рассматриваются водогазовые смеси (ВГС). Как известно по опубликованным материалам, такого типа агенты апробировали в качестве агентов для вытеснения нефтей с вязкостью до 10 сП. Автор рассмотрел возможность использования ВГС для вытеснения нефтей с более высокой вязкостью. Поскольку обычно состав ВГС выбирают по результатам экспериментов, в которых моделируется процесс вытеснения нефти, процедура выбора состава характеризуется значительными трудо - и времяемкостью.

В данной работе ВГС рассматривается как объект двухфазной фильтрации, основной характеристикой которого как флюида являются гидродинамические сопротивления при фильтрации в пористой среде. Подобный подход позволил автору предложить метод оперативного обоснования выбора состава водогазовой смеси, являющейся эффективным нефтевытесняющим агентом.

Для исследования реологических особенностей двухфазной ВГС и обусловливающих их характеристик смеси как эффективного нефтевытесняющего агента при участии автора были проведены описанные ниже экспериментальные исследования.

Для использования полученной информации в дальнейших исследованиях с участием автора проведены базовые эксперименты с физическим моделированием процессов по вытеснению нефти, отобранной из продуктивного пласта аптской залежи НГКМ им. В. Филановского (акватория Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна). Нефть этого объекта в пластовых условиях имеет вязкость 0,76 сП. В опытах в качестве двухфазных смесей использовали смеси, которые формировали в модели пласта путем попеременной закачки воды и газа порциями по 0,25 и по 0,10 объема пор. Серия экспериментов дала возможность сделать важные выводы.

Во-первых, подтверждено, что двухфазные смеси существенно эффективнее таких традиционно используемых при разработке нефтяных месторождений агентов, как вода и газ. Во-вторых, установлено, что повышение степени дисперсности смеси воды и газа повышает эффективность вытеснения нефти в послепрорывный период. В этой связи необходимо подчеркнуть, что при вытеснении нефти «традиционными» агентами - водой и газом - наблюдаются не только существенно меньшие величины допрорывной нефтеотдачи, но и крайне незначительный прирост добычи после прорыва агента (к «традиционным» агентам здесь отнесен только практически сухой углеводородный газ, - при обогащении газа промежуточными углеводородами послепрорывная добыча может быть достаточно значительной).

Результаты выполненных исследований легли в основу рекомендаций ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по обоснованию способа разработки запасов нефти НГКМ им. Филановского.

Описанные результаты ниже рассматриваются в комплексе с результатами экспериментов по вытеснению вязких нефтей.

В качестве непосредственного объекта дальнейших исследований в связи с проблемой оценки эффективности двухфазных смесей была выбрана смесь воды и метана (ВМС) с объемным соотношением этих флюидов 50 % : 50 % при давлении 11 МПа и температуре 24 °С. Подобные термобарические условия соответствуют сеноманской залежи Тазовского НГКМ (Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа) и достаточно типичны для месторождений Восточной Сибири. Исследовавшийся состав ВГС типичен для области максимальных гидродинамических сопротивлений при фильтрации смеси согласно широко известным данным измерения относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Так, на графиках ОФП М. Леверетта для пород-коллекторов всех основных типов минимальным значениям суммарных проницаемостей водогазовых смесей (то есть максимальным гидродинамическим сопротивлениям) соответствуют водонасыщенности от ~49 до ~73 %.

Фильтрацию исследовали на физических моделях пласта длиной L = 0,3 м (проницаемость 67 мД) и 1 м (проницаемость 55 мД). Пористая среда представляла несцементированный кварцевый песок. Подобного типа коллекторами представлены продуктивные пласты Тазовского и Чаяндинского НГКМ.

В образец пористой среды нагнетали поочередно воду и метан порциями по 0,01 об. пор, то есть степень дисперсности смеси была достаточно высокой. Средний перепад давления при фильтрации смеси составлял в эксперименте на модели пласта длиной 0,3 м около 0,05 МПа, на модели пласта длиной 1,006 м - около 0,148 МПа.

Методика проведения эксперимента позволила оценивать величины проницаемостей образца пористой среды дифференцированно для каждого компонента смеси, а также рассчитывать кажущиеся величины вязкостей для метана, воды и смеси в целом. Исследовали фильтрацию ВГС с различными степенями дисперсности - при закачке в модель пласта чередующиеся порции воды и метана составляли в одном случае 0,10, в другом 0,01 объема пор. По результатам экспериментов, амплитуда колебаний перепада давлений при чередовании закачиваемых порций воды и газа была значительно меньше для смеси с большей дисперсностью (при порциях в 0,01 об. пор). Было показано, что такая реологическая характеристика двухфазной ВМС, как «кажущаяся вязкость», оказывается многократно более высокой, чем рассчитанная по принципу аддитивности. Согласно экспериментальным данным, «вязкость» смеси получена равной 4,4 сП при ожидавшейся 0,49 сП. Очевидно, что эффективность ВГС как нефтевытесняющего агента прямо определяется величиной кажущейся вязкости этого флюида. Следовательно, оценивать свойства флюида как агента для вытеснения нефти можно, измеряя гидродинамические сопротивления при фильтрации этого флюида в условиях исследуемой залежи. На практике это удобно делать, оценивая перепад давления Р на модели пласта, свойства которой соответствуют свойствам натурного пласта-коллектора.

Автором предложен включающий следующие операции метод выбора состава ВГС как эффективного нефтевытесняющего агента по результатам измерения Р при фильтрации смеси через модель исследуемого продуктивного пласта:

    1. с использованием стандартных размеров образца представительного керна, отобранного из исследуемого пласта - объекта разработки, при соблюдении термобарических условий, соответствующих пластовым, определяют ОФП для компонентов ВГС;
    2. по полученному графику находят значение водогазонасыщенности, при котором суммарная проницаемость для ВГС минимальна (то есть гидродинамические сопротивления фильтрации максимальны);
    3. модель пласта ограниченной длины, например, 30 см (для оперативности проведения исследований), насыщают нефтью данного объекта разработки при термобарических условиях, соответствующих пластовым, и осуществляют эксперимент по вытеснению нефти водогазовой смесью, состав которой принимают согласно п. 2, измеряя на конечном этапе эксперимента перепад давления Р (можно ограничиться только выполнением этого вида контроля);
    4. изменив состав ВГС, например, увеличив содержание воды Sв на 10-15 %, повторяют операции по п. 3, также измеряя Р;
    5. вновь изменив состав ВГС, но в другую сторону - уменьшив Sв на 10-15 %, - еще раз повторяют операции по п. 3, с измерением Р;
    6. по результатам выполнения пп. 3, 4, 5 строят график Р = Р (Sв), где область максимальных значений Р позволяет определить состав ВГС, являющийся наиболее эффективным вытесняющим агентом для исследованного объекта разработки.

В отсутствие возможности определять ОФП по п. 1 и устанавливать исходный для дальнейших исследований состав ВГС следует воспользоваться обобщенными графиками ОФП, например, М. Леверетта, которые позволяют учесть тип породы - коллектора при оценке ожидаемого максимального Р.

В качестве примера на рисунке 2 приведен график Р = Р (Sв), построенный таким способом с учетом зависимости Р от суммарной проницаемости коллектора, представленного несцементированным песком. На график нанесена точка, отражающая один из результатов экспериментальных исследований автора (модель пласта длиной 1,006 м, проницаемость 66 мД, содержание нефти в пористой среде модели 20,5 %, вязкость нефти 10,6 сП, давление 11 МПа, температура 23 С, линейная скорость фильтрации смеси ~ 0,2 м/сут).

Согласно графику, исследованная экспериментальными методами ВГС с содержанием воды 50 % по своей реологической характеристике относится к максимально эффективным смесям при возможном использовании ее в качестве нефтевытесняющего агента в условиях песчаного типа коллектора.

Рисунок 2 - Зависимость перепада давления Р при фильтрации ВГС от содержания воды Sв в смеси для пористой среды, представленной несцементированным песком.

Следует отметить, что в экспериментах, выполненных при участии автора, реологические свойства ВГС при фильтрации в пористой среде определяются главным образом составом смеси, а также средним размером пор эффективного объема и в небольшой степени зависят от свойств флюида, занимающего в пористой среде неэффективную часть пор. Так, при фильтрации ВГС с содержанием воды 50 % в условиях, которые были одинаковыми, кроме отличий в характере флюида «неэффективной» части пор (вода в одном случае, вода и нефть в другом), величины Р оказались практически одинаковыми (0,149 и 0,148 МПа соответственно). Однако результаты данных экспериментов нельзя, безусловно, рассматривать как типичные. При обосновании выбора состава ВГС на стадии проектирования разработки конкретного объекта необходимо провести исследования согласно описанному выше методу на представительных образцах породы - коллектора и с использованием представительных проб пластовых флюидов.

В главе третьей описывается использованный автором алгоритм физического моделирования процессов разработки нефтяной оторочки в предположении, что на натурном объекте разработки осуществлено предварительное отделение оторочки от газовой шапки и оторочка может эксплуатироваться как гидродинамически независимая залежь нефти. Изложена также методика выполненных при участии автора исследований.

Алгоритм моделирования представляет естественную последовательность операций при обосновании способов разработки подгазовой оторочки нефти путем оценки методами физического эксперимента эффективности процессов разработки с использованием одно- и двухфазных флюидов как потенциальных агентов вытеснения нефти.

Физическое моделирование процессов вытеснения нефти осуществлялось с помощью компьютеризированных установок двух- и трехфазной фильтрации компаний Temco, Inc. и TerraTek, Inc. (США), позволяющих с высокой точностью исследовать процессы фильтрации в пористой среде с близким к полному воспроизведением пластовых термобарических условий.

Управление системами двух- и трехфазной фильтрации полностью автоматизировано. Системы работают под управлением программных пакетов, осуществляющих одновременно управление подающими насосами систем, сбор и запись всех параметров процесса, контроль безопасности по давлению и температуре систем, а также проводящих в автоматическом режиме расчет фазовых проницаемостей для газа и жидкости.

В соответствии с описанным выше алгоритмом автор обосновал методику физического моделирования процессов вытеснения нефти полимерным раствором и двухфазной водогазовой смесью применительно к таким натурным объектам, как нефтяная оторочка сеноманской залежи Тазовского НГКМ и нефтяная оторочка северного купола ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ (Ленский и Мирненский улусы Республики Саха - Якутия).

В диссертации приведены основные параметры опытных участков нефтяных оторочек, характеристики пласта - коллектора и пластовой нефти.

В отсутствие образцов пород - коллекторов обоих объектов в качестве пористых сред использовали уплотненный кварцевый песок, предварительно тщательно проэкстрагированный и высушенный. Правомерность использования таких аналогов в данных случаях основана на том, что натурные пласты обоих исследовавшихся объектов также представлены песчаными высокопроницаемыми породами, близкими по своим характеристикам к уплотненному кварцевому песку.

Оба объекта отличаются низкими пластовыми давлениями и температурами, высокой вязкостью нефти в пластовых условиях: 10,7 сП на Чаяндинском (давление 13,3 МПа, температура 9 С) и около 60 сП на Тазовском (давление 11 МПа, температура 23 С) месторождениях. Поскольку основным определяющим величину КИН параметром высоковязких нефтей является именно вязкость, в качестве аналогов пластовых нефтей в исследованиях автор использовал нефти Ванкорского и других нефтяных месторождений, близкие по своим реологическим характеристикам к нефтям Тазовского и Чаяндинского НГКМ.

При необходимости осуществляли корректировку вязкости при моделировании конкретной нефти путем добавления высокомолекулярных или низкомолекулярных фракций нефтей.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 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.