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 | 2 || 4 |

Экспериментальное обоснование методов подготовки агентов для вытеснения вязкой нефти

-- [ Страница 3 ] --

Связанную воду в пористой среде на подготовительном этапе эксперимента не моделировали. Выше было показано, что при наличии в продуктивном пласте связанной воды в типичных количествах нефтеотдача возрастает. Допустимо, очевидно, поэтому исследования с целью обоснования выбора вытесняющего нефть агента проводить в отсутствие связанной воды, чтобы получать, по меньшей мере, незавышенные оценки коэффициентов вытеснения. В то же время, естественно, что при подготовке данных для проектирования разработки конкретного объекта необходимо проводить эксперименты в том числе с моделированием связанной воды.

Нефтенасыщенные толщины оторочек как Тазовского, так и Чаяндинского месторождений не превышают 20 м. Очевидно, что подобные особенности не позволяют рассчитывать при разработке запасов нефти в режиме истощения на получение КИН, которые можно было бы считать приемлемыми в современных условиях. Действительно, экспертная оценка показывает, что истощение обеспечит на Тазовском НГКМ величину КИН всего в несколько процентов от начальных запасов нефти, на Чаяндинском - не выше 8-10 %.

Высокая вязкость пластовых нефтей объектов исследования предопределила направление выбора флюидов в качестве потенциальных агентов для осуществления процесса вытеснения нефти.

В соответствии с этим, в качестве модели одного из потенциальных вытесняющих нефть агентов автором был выбран водный раствор полимера с вязкостью, втрое превышающей вязкость нефти.

Была также исследована эффективность такого вытесняющего нефть агента, как двухфазная водогазовая смесь (ВГС). Даже такая, в принципе, ограниченная возможность выбора типа вытесняющего нефть агента обеспечивает по меньшей мере определенную альтернативу при рассмотрении вопросов практической реализации технологии разработки оторочек в промысловых условиях. Для проведения экспериментов по вытеснению нефти был использован комплект моделей пласта длиной от 0,3 до 20,3 м.

Как известно, в 1960-е годы П.И. Забродин с коллегами осуществил экспериментальные исследования процесса вытеснения нефти растворителями с использованием в том числе модели пласта длиной 50 м. Процесс вытеснения нефти несмешивающимися с ней флюидами на моделях пласта большой длины (до 20 м) исследован автором, по-видимому, впервые в отечественной исследовательской практике.

В диссертации дается характеристика моделей пласта, которые были использованы при изучении процессов вытеснения нефти. В ряде случаев модели воспроизводили слоистую неоднородность натурных пластов.

Глава четвертая посвящена изложению и анализу результатов экспериментальных исследований.

Лабораторные исследования включали физическое моделирование разработки нефтяной оторочки сеноманской залежи Тазовского НГКМ. Начальные давление и температура в залежи, как указывалось, составляют 11 МПа и 23 С. Эксперименты выполняли исходя из предположения, что нефть в пласте предварительно была прогрета и ее вязкость снижена до 20 сП.

В качестве вытесняющих нефть агентов исследовали водный раствор полимера и водогазовую смесь.

Эксперименты по вытеснению нефти выполнены с использованием модели пласта (МП) длиной 100,6 см, при компоновке которой учли неоднородность натурного пласта-коллектора: пористая среда имела три слоя равной толщины, причем проницаемости слоев соотносились в пропорции 1:0,1:1, а проницаемость модели в целом составляла около 110 мД (проницаемость натурного объекта 116 мД).

Гидродинамические характеристики процесса вытеснения нефти выдерживали согласно требованиям отраслевых стандартов для нефтегазодобывающей промышленности.

Основные результаты экспериментов по вытеснению нефти представлены в работе в графической форме. Вытеснение полимерным раствором позволило получить на модели пласта длиной 100,6 см допрорывный коэффициент вытеснения Кв=36,2 %, полный - 79,0 %. При вытеснении нефти водометановой смесью получены допрорывный Кв = 45,8 %, полный - 79,5 %. Следует подчеркнуть, что эти достаточно высокие коэффициенты получены на неоднородных (слоистых) пористых средах. Обращает на себя внимание одинаковый качественно характер зависимостей Кв от объема закачанного агента при вытеснении невязкой и при вытеснении вязкой нефти. В обоих случаях значительный вклад в нефтеотдачу вносит послепрорывный период. Естественно, что при реализации описываемых способов вытеснения нефти в условиях реального пласта, как правило, обладающего значительной неоднородностью, необходимо рекомендовать в том числе мероприятия по регулированию охвата пласта путем локального нагнетания агентов с вязкостью выше, чем у вытесняющих агентов «общего применения». При соблюдении в промысловых масштабах таких условий можно ожидать достаточно высоких Кв, порядка полученных на неоднородных моделях пласта.

В пятой главе обосновываются рекомендации по использованию результатов работы при разработке НГКМ (на примерах конкретных объектов).

Эксперименты, описанные в третьей и четвертой главах, были выполнены с целью обоснования выбора нефтевытесняющих агентов при разработке запасов вязкой нефти подгазовой оторочки применительно в первую очередь к Тазовскому НГКМ. Однако полученные результаты могут быть использованы при разработке и других объектов, нефть которых характеризуется высокой вязкостью. Автором обоснованы рекомендации по использованию результатов выполненных в данной работе исследований также, в частности, при разработке оторочки ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ. Хотя залежь углеводородов Тазовского месторождения отличается значительно большей вязкостью нефти, а Чаяндинского - значительно меньшей температурой, эти объекты разработки имеют много общего. В обоих случаях нефти относятся к категории вязких, залежи сходны по толщинам оторочек, по коллекторским свойствам пласта и пластовым давлениям.

При рассмотрении проблем практической реализации результатов данной работы следует остановиться, в частности, на особенностях подготовки в промысловых условиях флюидов в качестве нефтевытесняющих агентов.

Как в случае использования полимерного раствора, так и в случае использования ВГС основной проблемой будет доставка на промысел воды. Однако эта проблема является решаемой, о чем свидетельствует опыт заводнения пласта на сотнях объектов добычи нефти, расположенных в самых различных по географическим и гидрогеологическим условиям регионах. Для приготовления полимерного раствора с использованием полиакриламида потребуется доставка гранулированного реагента в количестве 2,5 кг на 1 тонну добываемой нефти. Техническая сторона организации приготовления раствора с помощью передвижных миксеров, переброска этой техники и насосного оборудования для закачки раствора от одной нагнетательной скважины к другой не должна представлять больших трудностей.

Использование ВГС может предусматривать приготовление смеси на базе углеводородного газа собственно объекта разработки или на базе азота атмосферного воздуха. В последнем случае потребуется сооружение установки на промысле для получения азота типа выпускаемых фирмами «Грасис» (Москва) и других, причем целесообразно предусматривать передвижной вариант установки, что снимет проблему необходимости сооружения разводящих трубопроводов на промысле. Важным практическим вопросом при реализации водогазового воздействия будет организация нагнетания в пласт смеси с минимальными по объему чередующимися порциями газа и воды. Единичная порция газа или воды должна составлять по приблизительным оценкам не более 0,001 % объема пор (в пластовых условиях) объема нефтенасыщенной области пласта, приходящейся на каждую нагнетательную скважину. Следует подчеркнуть, что процесс вытеснения нефти в условиях натурного пласта будет характеризоваться динамикой пластового давления на фронте вытеснения, поэтому необходимо выполнять соответствующие предпроектные исследования для учета влияния этого фактора на динамику соотношения объемов компонентов двухфазной смеси по мере продвижения фронта. По-видимому, потребуется использовать оптимизационные модели процесса, возможно, рекомендовать при нагнетании гибкую схему изменения порций компонентов смеси с учетом стадии разработки объекта. Естественно, необходимо оценить минимальный объем оторочки смеси и предусмотреть вытеснение ее, например, водой. В проекте разработки следует предусмотреть проектирование соответствующего нагнетательного оборудования с автоматическими дозирующими устройствами.

При рассмотрении вопросов использования результатов лабораторных экспериментов в промысловой практике следует учитывать, что в натурном пласте расстояния, которые проходит фронт вытесняющего нефть агента, многократно превышают длины лабораторных моделей, обычно не превышающих 1-3 м. Для обоснования возможности использования результатов выполненных экспериментов при проектировании разработки реального пласта автором были осуществлены специальные исследования по оценке влияния пройденного фронтом агента расстояния на величину Кв нефти.

С этой целью кроме моделей пласта длиной 0,3 и 1 м были выполнены эксперименты по физическому моделированию процесса вытеснения нефти с использованием также моделей длиной 5 м и 20 м.

В работе приводятся зависимости Кв от длины L модели пласта (МП), то есть от пройденного фронтом расстояния, полученные на МП длиной до 5 м, при вытеснении нефти вязкостью 10 сП загущенной водой с вязкостью 30 сП.

Дается также зависимость, полученная автором при вытеснении нефти вязкостью 3,2 сП загущенной водой с вязкостью 8,73 сП из модели однородного пласта длиной 20,33 м.

Эта зависимость весьма интересна тем, что демонстрирует практически поршневое вытеснение нефти агентом: после прорыва агента к выходу модели пласта нефть из пористой среды полностью перестала поступать. Величина Кв при этом получена достаточно высокой - 0,765. Очевидно, это объясняется однородным характером пористой среды в данном эксперименте и достаточно большим различием в вязкостях нефти и агента (вязкость последнего выше вязкости нефти в 2,73 раза).

Сравнение величин Кв, полученных в процессе вытеснения нефти растворами полимера на моделях пласта разной длины, показывает, что допрорывные коэффициенты монотонно увеличиваются по мере увеличения длины модели. В то же время полные коэффициенты практически не зависят от длины модели. Так, для моделей длиной 30 см, 100 см, 500 см, 2033 см величины полных Кв составляют соответственно 72 %, 79 %, 71 %, 76,5 %. Естественно, что на этот разброс оказывают влияние отличия в свойствах пористых сред и флюидов в разных экспериментах. Тем не менее, эти данные можно сравнивать по меньшей мере в силу того, что во всех экспериментах выдерживалось одинаковое соотношение вязкостей вытесняющего и вытесняемого флюидов - оно составляло порядка 3, а также использовались модели пласта, отображающие натурные пласты одного типа пород (несцементированные пески) и обладающие близкими фильтрационно-емкостными свойствами (проницаемость находилась в диапазоне от 66 до 116 мД).

В работе приводится зависимость допрорывного Кв от длины модели, то есть практически от пройденного фронтом агента расстояния для рассматриваемых экспериментов. Эта зависимость описывается формулой:

, где y = Кв, x = L.

Полученную на модели пласта длиной 20,33 м величину Кв = 76,5 % можно считать достаточно высокой (рисунок 3). Очевидно, она близка к максимально возможной нефтеотдаче в условиях даже однородной пористой среды. Расчет величины Кв по приведенной формуле для «пластовых» расстояний, например, для L = 1000 м дает 81,4 %, то есть практически значение того же порядка, как по лабораторным данным для расстояния ~ 20 м.

 Зависимость допрорывного Кв нефти от пройденного фронтом вытесняющего-6

Рисунок 3 - Зависимость допрорывного Кв нефти от пройденного фронтом вытесняющего агента расстояния L. Агент - водный раствор полимера с вязкостью, превышающей вязкость нефти в ~ 3 раза.

При оценке возможности использования результатов выполненных в данной работе исследований учитывался также опыт других исследователей по изучению реологических свойств вязких нефтей и управлению этими свойствами. С участием автора, как уже указывалось, были обоснованы рекомендации по применению при разработке оторочек вязкой нефти в том числе теплового воздействия. Предложенные технические решения по системе разбуривания области оторочки основаны на результатах анализа опыта разработки месторождений нефти по опубликованным данным.

В качестве примера было рассмотрено Тазовское НГКМ. Основной по запасам нефти и газа является залежь пласта ПК1 в песчаниках с прослоями алевролитов (глубина отложений ~ 1140 - 1160 м). Средняя толщина газонасыщенной области (газовой шапки) около 30 м, нефтенасыщенной (нефтяной оторочки) ~ около 9,5 м. Проницаемость коллектора в нефтенасыщенной области ~116 мД, пористость ~31 %. При пластовых давлении 11,6 МПа и температуре ~25 °С нефть имеет вязкость по результатам нескольких определений от ~ 44 до 63 сП.

Термодинамические расчёты выполнены в предположении, что разработка запасов нефти с тепловым воздействием на пласт будет реализована в масштабах опытного участка, расположенного в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин (17,6 м).

Как известно, в зависимости от исходной (при «стандартной» температуре 20 °С) вязкости этот параметр нефти резко или плавно уменьшается по мере увеличения температуры. Вязкость «тазовской» нефти заметно снижается с увеличением температуры до ~ 70 °С. Дальнейшее увеличение температуры незначительно влияет на вязкость флюида. Поэтому было принято, что прогрев нефти в оторочке будет осуществляться до 70 °С.

Очевидно, что эффект от теплового воздействия будет максимальным в том случае, если до начала гидродинамического воздействия на нефть она будет полностью прогрета до заданной температуры и вязкость всей нефтяной массы максимально понижена. С учетом этого при участии автора была предложена конкретная схема прогрева нефти в оторочке данного объекта с подведением теплоносителя (с функциями и вытеснителя) в верхнюю часть нефтенасыщенного слоя. Предложена схема разбуривания опытного участка. Нагнетательные скважины предполагается разместить в плоскости ГНК, добывающие на высоте ~ 3м от ВНК.

Процесс извлечения высоковязкой нефти предполагает последовательную реализацию двух этапов:

1. Подготовительный этап. Прогрев продуктивной части пласта до температуры 70 °С осуществляется с помощью парогенераторных установок. В работе приведена схема нагнетания пара. Параметры нагнетания насыщенного пара:

    • давление на выходе парогенератора ~ 16 МПа, температура 345 °С, степень сухости 0,8;
    • давление на забое скважины при дебите пара 10 т/час ~ 12 МПа, температура 325 °С, степень сухости 0,5.

2. Основной этап. Вытеснение нефти загущенной высокомолекулярными веществами горячей водой. Для наиболее эффективного вытеснения нагретой нефти, как уже указывалось, соотношение вязкостей нефти и загущенной воды должно быть равным не менее трёх: .

Как показали описанные выше эксперименты, предложенная схема комплексного воздействия в условиях Тазовского месторождения может быть достаточно эффективной.

При участии автора были обоснованы также предложения по разработке нефтяной оторочки Северного купола ботуобинской залежи Чаяндинского НГКМ (на примере опытного участка).

Объект характеризуется помимо высокой вязкости нефти небольшой толщиной оторочки, низкими давлением и температурой.

Термодинамические характеристики продуктивного пласта соответствуют области возможного гидратообразования как при нагнетании воды, так и при нагнетании углеводородного газа. Поэтому в случае реализации на Чаяндинском месторождении методов активного воздействия на пласт, предложенных при участии автора, следует предусмотреть мероприятия по предотвращению явлений гидратообразования, в частности, предварительное замещение углеводородного газа над ГНК на азот до начала создания разделяющего барьера с использованием воды или полимерного раствора.

В диссертации обоснованы предложения по размещению и конструкции скважин нагнетательного и добывающего фондов на опытном участке с центром приблизительно в 1 км к востоку от устья скважины 321-14.

После завершения обустройства промысла поэтапно предлагается осуществить следующие операции:

  1. Через «барьерные» горизонтальные отводы в область газовой шапки, примыкающую к ГНК, закачивают азот, оттесняя углеводородный газ на ~3 м выше ГНК.
  2. После этого через те же отводы в пласт закачивают флюид, предназначенный для образования барьера между оторочкой и газовой шапкой. Объем закачанного флюида должен быть достаточным для формирования буфера толщиной ~3 м.
  3. Следующей операцией является нагнетание в область непосредственно над первоначальным ГНК - через горизонтальные отводы нагнетательных скважин, расположенные выше ГНК на 1 м, - флюида, выбранного для вытеснения нефти.
  4. Одновременно начинают отбирать нефть через горизонтальные отводы добывающих скважин, координируя нагнетание вытесняющего флюида и отбор нефти таким образом, чтобы обеспечивалось равномерное опускание фронта вытеснения нефти.

Процесс разработки осуществляют, контролируя его обычными промысловыми методами. Отбор нефти из пласта завершают, достигнув проектной величины КИН.

Реализация предлагаемых вариантов воздействия на пласт позволит повысить нефтеотдачу при разработке нефтяных оторочек Тазовского и Чаяндинского НГКМ не менее чем до 30 - 35 % от начальных запасов.

Основные выводы диссертационной работы:



Pages:     | 1 | 2 || 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.