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 ||

Повышение эффективности технологий водоизоляционных работ с применениемгидрофобных эмульсий

-- [ Страница 2 ] --

В ряде опытов направление вытеснения флюидов и закачка эмульсии совпадало (моделирование призабойной зоны нагнетательных скважин) и не совпадало (моделирование призабойной зоны добывающих скважин). В последнем случае эмульсию закачивали через выход из модели пласта. Фильтрационные эксперименты проводили при постоянной скорости фильтрации.

Результаты опытов, моделирующих нагнетательные скважины, показывают, что эмульсия легко вытесняет воду и остаточную нефть из трещин и крупных пор, размеры которых превосходят размер частиц эмульсии. Часть остаточной нефти оттесняется в глубь пористой среды, а часть смешивается с эмульсией, уменьшая её вязкость; прорыв воды через пористую среду, заполненную эмульсией, происходит по узким каналам. Эмульсия защемляется в свободном объеме пор (т.к. является несмачивающей жидкостью), что объясняет высокие значения остаточного фактора сопротивления.

Результаты опытов, моделирующих добывающие скважины (рис. 1), показывают, что чем выше нефтенасыщенность пористой среды, тем ниже максимальные и остаточные факторы сопротивления и тем легче вытесняется из пористой среды обратная эмульсия. Это снижение тампонажных свойств обратной эмульсии объясняется уменьшением ее вязкости в результате разбавления нефтью. Полученные данные показывают, что для водоизоляционных работ в добывающих скважинах наиболее подходят гидрофобные эмульсии с минимальным содержанием нефтяной фазы.

Таким образом, проведенные исследования показали, что:

  • меняя сооотношение нефть / вода и условия приготовления составов можно в широких пределах регулировать реологические свойства эмульсий;
  • не только состав эмульсии, но и правильно подобранные условия приготовления определяют устойчивость обратных эмульсий при повышенных температурах (до 100 °С);
  • применение концентрированных растворов хлорида кальция и малое содержание нефтяной фазы позволяет получать составы достаточно высокой плотности, необходимые при глушении скважин с пластовыми давлениями выше гидростатического;
  • гидрофобные обратные эмульсии могут быть использованы для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах (закачка в нагнетательные скважины) и для селективной водоизоляции в добывающих скважинах в условиях бобриковского горизонта месторождений северо-запада Башкортостана.

В третьей главе проведена классификация эксплуатационных объектов нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. Обобщены и систематизированы накопленные в процессе длительной эксплуатации геолого-физические и промысловые данные, характеризующие геологическое строение рассматриваемых месторождений, физико-химические свойства их пластовых систем и степень выработанности запасов углеводородов.

Нефтяные месторождения расположены в пределах крупной структуры I порядка — Бирской седловины (северо-запад Башкортостана), которая по нижнепермским отложениям имеет ширину не более 85 км и прослеживается до г. Благовещенска. Юго-восточнее от субмеридиана с. Кушнаренково она плавно переходит в Благовещенскую впадину. По гипсометрическому положению и основным чертам геологического строения прослеживается типичный для Бирской седловины пологий наклон на северо-запад (отметки - 200 м). Только юго-восточнее линии Благовещенск - Тавтиманово наблюдается погружение.

Нефтяные месторождения, приуроченные к Бирской седловине, характеризуются существенными различиями геолого-промысловых условий, степени извлечения запасов нефти и эффективности применения методов воздействия на пласт. По 23 месторождениям рассматриваемой тектонической структуры выделены 118 продуктивных объектов (68 объектов в терригенных коллекторах, 50 — в карбонатных), по которым получен значительный объем информации по геолого-технологическим условиям их эксплуатации.

В целом основные эксплуатационные объекты северо-запада Башкортостана находятся на поздних стадиях разработки. Особенности поздней и заключительной стадий разработки рассматриваемой группы месторождений характеризуются:

  • ухудшением структуры остаточных извлекаемых запасов за счет опережающего отбора нефти из участков с лучшими коллекторскими свойствами, резким снижением эффективности заводнения вследствие прорыва закачиваемой воды по высокопроницаемым пластам и прослоям, появления больших заводненных зон с высокой степенью промывки;
  • возрастающей ролью регулирования отборов жидкости и закачки воды для предотвращения непроизводительных затрат энергии закачиваемой воды;
  • ухудшением структуры фонда из-за увеличения числа малодебитных и высокообводненных скважин;
  • значительным ростом объемов ремонтно-восстановительных и изоляционных работ, работ по ликвидации и переликвидации скважин;
  • стабилизацией, а иногда снижением, обводненности добываемой продукции, в основном, в результате интенсивной остановки высокообводненных скважин.

Основные перспективы повышения эффективности доизвлечения остаточных запасов связаны с проведением детального геолого-промыслового анализа динамики основных технологических показателей объектов эксплуатации в условиях значительной вариации геолого-физических характеристик пластовых систем и технологических параметров систем воздействия. Проведение такого анализа предполагает, прежде всего, выделение объектов разработки со схожими геолого-физическими параметрами пластовых систем. Одним из способов выделения относительно однородных групп эксплуатационных объектов является метод главных компонент (МГК).

Результаты анализа с использованием МГК показали, что из 15 главных компонент на первые шесть (фильтрационные характеристики пластов, физико-химические свойства пластовых флюидов, технологические параметры разработки и эксплуатации и др.) приходится 74,1 % общей дисперсии параметров, т. е. при выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве только этих компонент. Каждая из шести главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интерпретации, отражая то или иное свойство, характеризующее условия залегания, емкостно-фильтрационные, физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов, текущее состояние разработки этих объектов.

Необходимо отметить, что на пятую и шестую компоненты приходятся наименьшие значения общей дисперсии параметров — 7,6 % и 6,7 % соответственно.

Как видно, каждая компонента отражает геологические и технологические особенности объектов разработки на том или ином иерархическом уровне.

Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент Z1 – Z2, Z1 – Z3, Z1 – Z4, Z1 – Z5, Z1 – Z6 позволило выделить четыре группы объектов. При выделении групп и проведении границ выполнялось условие, при котором каждая группа объектов должна занимать определенную и ограниченную зону в пространстве главных компонент.

Качественная характеристика и выявление особенностей выделенных групп объектов по исходным параметрам требует расчета их значений для «средних» гипотетических залежей. Каждая из выделенных групп объектов обладает своими специфическими особенностями.

В первую группу вошли 30 объектов. Группа объектов представлена терригенными коллекторами отложений нижнего карбона и характеризуется: наибольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины пластов, коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости и извлечения нефти, содержанием в пластовой нефти смол и асфальтенов; высокими показателями обводненности и использования запасов; наименьшим показателем плотности нефти.

Во вторую группу вошли 29 объектов. Группа объектов представлена терригенными коллекторами отложений девона с малой толщиной продуктивных пластов, наибольшими значениями плотности нефти и содержания в ней парафинов, низкими значениями вязкости нефти и обводненности добываемой продукции.

Двадцать два объекта третьей группы представлены карбонатными коллекторами, которые характеризуются наибольшими значениями общей толщины продуктивных отложений, вязкости пластовой нефти и содержания серы, коэффициента использования запасов и обводненности добываемой продукции; наименьшими значениями коэффициента пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, содержания парафинов и асфальтено-смолистых соединений, пластовой температуры.

В четвертую группу вошел 31 объект. Группа представлена также карбонатными коллекторами с наименьшими значениями коэффициента извлечения нефти и использования запасов.

Первая группа объектов представлена высокопродуктивными терригенными коллекторами - пластами тульско-бобриковско-радаевского горизонта, которые в настоящее время, в основном, выработаны и находятся на поздних стадиях разработки. Объекты второй группы — терригенные пласты девона. Основная часть запасов группы относится к категории трудноизвлекаемых. Залежи этой группы, в основном, характеризуются низкой выработанностью запасов и находятся на ранних стадиях разработки.

Третья и четвертая группы объектов представлены карбонатными объектами турнейского яруса и каширо-верей-башкирских отложений. Продуктивные пласты четвертой группы характеризуются лучшими емкостно-фильтрационными параметрами, чем пласты третьей группы. Но запасы, приуроченные к пластам четвертой группы, относят залежи к категории мелких. Запасы залежей пластов третьей группы более крупные и характеризуются большей выработанностью. Эксплуатационные объекты находятся на поздних и завершающих стадиях разработки.

Таким образом, эксплуатационные объекты первой и третьей групп находятся на поздних стадиях разработки, которые характеризуются низкими уровнями добычи нефти и высокой обводненностью. Параметры пластовых систем этих групп объектов, в целом, отвечают критериям применимости технологии ВИР с использованием обратной эмульсии на основе реагента «Нефтенол».

В четвертой главе приведено геолого-статистическое моделирование применения композиции на основе реагента «Нефтенол». ВИР проводились в добывающих скважинах, эксплуатирующих, в основном, бобриковский горизонт. Работы проводились в скважинах Игметовской, Абдуллинской, Яркеевской, Кувашской площадей Манчаровского, Юсуповской площади Арланского, Менеузовском, Андреевском, Таймурзинском и Саитовском месторождениях.

а.  б.  Динамика технологических показателей эксплуатации обработанных-1
б.
  Динамика технологических показателей эксплуатации обработанных-2

Рисунок 2 — Динамика технологических показателей эксплуатации обработанных добывающих скважин №№ 526 (а) и 1498(б)

Успешность проведенных работ составила 79 %. Максимальное снижение обводненности добываемой продукции после мероприятии составило 20 % (скважина № 526 Юсуповской площади, рисунок 2),
в среднем 3,8 %. В среднем удельный технологический эффект составил 561,5 т/скв.-обр. Суммарная дополнительная добыча за счет проведения всего комплекса ВИР составила 30 881 тонну нефти.

По результатам применения технологии были построены геолого-статистические модели. Целью исследований являлось определение геолого-промысловых и технологических параметров, влияющих на величину эффекта от применения эмульсеобразующей композиции. Причем рассматривалось не единичное влияние одного конкретного параметра на эффективность, а весь комплекс параметров, их взаимное влияние на изменение промысловых параметров и их граничные значения.

Эффективность применения эмульсеобразующей композиции может зависеть от многих геолого-физических факторов и условий разработки конкретных месторождений. Для определения этих факторов были построены геолого-статистические модели изменения технологических параметров добывающих скважин после проведения на них водоизоляционных работ с использованием реагента «Нефтенол».

По исходным геолого-промысловым параметрам и результатам проведенных работ были построены геолого-статистические модели на основе методов регрессионного анализа с использованием прикладных программ. В таблице 1 представлены интервалы изменения параметров вышеуказанных геолого-промысловых данных и их математическое ожидание.

Таблица 1 — Интервал изменения геолого-промысловых данных модели технологической эффективности воздействия на ПЗП

Параметры, единица измерения Минимум Максимум Математическое ожидание
, т 0 3569 441,2
, % 0 20 3,5
, мкм2 0,105 0,93 0,51
, м 1,2 28 8,63
, ед. 1 11 2
, т/сут 0 18,7 2,8
, % 92,9 100 97,9
, д.е. 0,257 0,939 0,677
, т 0,3 2,7 1,5

Были выделены 7 различных геолого-физических и технологических факторов, оказывающих влияние на процесс извлечения нефти с применением реагента «Нефтенол». В качестве зависимых параметров рассматривались следующие технологические показатели: дополнительно добытая нефть (), снижение обводненности добываемой продукции ().

Среди влияющих факторов выделены: работающая перфорированная толщина продуктивных пластов (), коэффициент проницаемости (), коэффициент расчлененности (), дебит по нефти до обработки (), доля воды в добываемой продукции до обработки (), отношение забойного давления к пластовому до обработки (), объем использованного реагента при обработке (). С целью определения степени влияния независимых факторов на зависимые все параметры нормировались. Взаимосвязь между параметрами оценивалась множественным коэффициентом корреляции. Адекватность полученных уравнений множественной линейной регрессии оценивалась по критерию Фишера. Значимость оценок коэффициентов уравнения — по критерию Стьюдента.

Были получены следующие модели:

1. Дополнительная добыча нефти за счет водоизоляционных работ с использованием реагента «Нефтенол»:

.

Множественный коэффициент корреляции равен 64 %. Уравнение является статистически значимым с вероятностью 80 %. Наибольшее положительное влияние на величину дополнительно добытой нефти оказывает перфорированная толщина пласта.

2. Снижение обводненности добываемой продукции. Зависимость между снижением обводненности добываемой продукции после проведения водоизоляционных работ (ВИР) и геолого-технологическими параметрами обрабатываемых скважин:

Множественный коэффициент корреляции составил 74 %. Уравнение является статистически значимым с вероятностью 86 %. Наибольшее положительное влияние на снижение обводненности оказывают величины обводненности до проведения ВИР и объемы закачиваемых реагентов.

Таким образом, анализ полученных уравнений множественной линейной регрессии показал, что статистическая взаимосвязь между исследуемыми величинами существует и с достаточно высокой степенью достоверности. Из полученных нами зависимостей можно сделать вывод, что наибольшее влияние на процесс извлечения нефти с применением «Нефтенол» оказывают следующие факторы: дебит по нефти до обработки, обводненность добываемой продукции, работающая перфорированная толщина пласта, коэффициент расчлененности и объем используемого реагента. Поэтому подбор скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ с использованием реагентов «Нефтенол» необходимо осуществлять с учетом выявленных геолого-технологических параметров этих скважин, которые оказывают сильное влияние на эффективность планируемых мероприятий.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Проведенные диссертационные исследования позволили получить следующие результаты:

  1. На основе анализа современного состояния применения технологий ВИР определены направления их дальнейшего совершенствования путем повышения изолирующих свойств применяемых реагентов, вариативности параметров применяемых композиций реагентов, технологичности процесса водоизоляционных работ, экологической безопасности и применения относительно дешевых реагентов и материалов. Определено, что одним из перспективных составов, применяемых в ВИР, является гидрофобная эмульсия.
  2. Экспериментальные исследования реологических и фильтрационных свойств гидрофобных эмульсий с использованием эмульгатора «Нефтенол» показали, что

- изменяя соотношение нефть / вода и условия приготовления составов можно в широких пределах регулировать реологические свойства эмульсий (оптимальное соотношение нефть / вода / «Нефтенол» в % — 11 / 85 / 4);

- не только состав эмульсии, но и правильно подобранные условия приготовления определяют устойчивость обратных эмульсий при повышенных температурах;

- гидрофобные обратные эмульсии могут быть использованы для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах (закачка в нагнетательные скважины) и для селективной водоизоляции в добывающих скважинах, в последнем случае рекомендуется использовать эмульсионные составы с низким содержанием нефтяной фазы, что обеспечивает снижение проницаемости трещинного коллектора по воде в 51 раз.

  1. Проведена классификация и группирование эксплуатационных объектов месторождений северо-запада Башкортостана с учетом геолого-физических характеристик объекта и физико-химических параметров пластовых флюидов, что позволило выделить четыре группы эксплуатационных объектов. На основании лабораторных исследований установлено, что применение гидрофобной эмульсии на основе реагента «Нефтенол» для огранич

    Pages:     | 1 ||
     





 
© 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.