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 эффективности нефтеотдачи залежи нижнего миоцена с применением физико-химических и микробиологических комплексных методов (на примере месторождения бе

-- [ Страница 2 ] --

В первом опыте на модели пласта композиция DMCКА1 высокой концентрации была закачана сразу же после закачки морской воды до прекращения выхода дополнительной нефти. Затем вода и «раствор микроорганизмов» были закачаны и выдержаны в модели в течение 3 дней для размножения микробов.

В результате был получен чистый прирост коэффициента вытеснения 0,34 %. В реальных условиях пласта время для деятельности микробов значительно больше и, соответственно, микробиологический эффект выше. В следующем опыте микроорганизмы «были закачаны» одновременно с композициями DMCKA2, DMCVIS1, DMCVIS2. Таким образом изучалось селективное блокирование ими пор и трещин.

Результаты лабораторных исследований позволили резюмировать:

- микроорганизмы, использованные в эксперименте на пластовой модели «Миоцен», уменьшили вязкость нефти. Нефть стала более подвижной;

- микробы небольших размеров (0,07…0,15 мкм) способны к адсорбции в порах и трещинах. Более 96 % микробов в композиции для вытеснения задерживаются в порах модели пласта, т.е. блокируют их. Наиболее высокая способность отмечается у микробов в системе с композицией DMCVIS по сравнению с DMCKA;

- при вытеснении нефти на модели из образцов керна нижнего миоцена композициями DMCKA и DMCVIS абсолютный прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 7,9…13,0 %.

Четвертая глава посвящена промысловым испытаниям физико-химических и микробиологических комплексных методов увеличения нефтеотдачи.

С целью исследования возможности использования микроорганизмов для повышения нефтеотдачи на основе геологических данных выбрана группа скважин (скв. №№ 22, 24, 38) залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».

Скважины характеризуются следующими параметрами:

  • глубина 3024…3627 м;
  • пластовое давление 19,5…37,6 МПа;
  • температура в пластах 110…137 оС;
  • продуктивность варьируется от 10 до 35 т/сут.

Для эффективного применения микроорганизмов с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи сначала необходимо оценить степень корреляции выбранных для эксперимента скважин биологическим способом, затем определить количество «пригодных» микроорганизмов, присутствующих в каждой скважине. Газообразующие микроорганизмы участвуют в увеличении подвижности нефти, а также в повышении пластового давления. Таким образом увеличивается коэффициент вытеснения нефти.

Результаты анализа аэробных и анаэробных бактерий в простаивающих скважинах залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» показали, что в скв. №№ 22, 24, 38 существуют некоторые морфологически идентичные микроорганизмы, такие как Aspergillus, Acremonium, Penicillium, имеющие первоначальное происхождение из поверхностной воды. В трёх скважинах существуют газообразующие бактерии. При температуре 55 °С бактериальные клетки имеют палочковидную форму, однако при более высокой температуре (75 °С) округленную или бобовидную форму. Это свидетельствует о том, что эти скважины имеют тесную связь между собой. Скв. № 22 содержит 100 % морской воды, скв. № 24 75 % морской воды и 25 % пластовой воды, а скв. № 38 70 % морской воды и 30 % пластовой воды. Морскую воду закачивали в скв. № 22, и из-за корреляции между тремя скважинами скв. № 24 и № 38 содержат морскую воду.

Закономерность вытеснения нефти, микрофлоры и компонентов композиции была общей во всех экспериментах: сначала наблюдали вытеснение нефти, затем выход компонентов композиции, затем фильтрацию микроорганизмов, после чего дополнительное вытеснение нефти. Основной объем нефти вытеснялся концентрированной композицией, дополнительный выход нефти связан с действием микрофлоры.

Параллельно с изучением «пригодных» микроорганизмов необходимо следить за вредными, в том числе бактериями, вызывающими коррозию. Представителями этих бактерий являются сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ). Количество СВБ в скважинах после периодических обработок бактерицидами снизилось, составляя 101…103 кл/мл. Кроме того, можно управлять эндогенным сообществом микроорганизмов в скважинах путём активирования углеводородутилизирующих бактерий, метаболические продукты которых, в свою очередь, могут служить субстратом для полисахаридобразующих, ферментативных и газообразующих бактерий.

Газы, образованные микроорганизмами, помогают повышать подвижность нефти; растворяющие вещества уменьшают поверхностное натяжение, органические кислоты помогают растворять карбонаты, находящиеся в камнях, и тем самым способствуют увеличению проницаемости нефти.
Во всех исследованных скважинах существуют все типы «пригодных» микроорганизмов, однако необходимо изменить количество клеток каждой группы в соответствии с условиями в каждой скважине. Количество углеводородутилизирующих бактерий должно быть увеличено в 10…100 раз для получения положительных результатов в повышении коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом, все изученные скважины имеют необходимые условия для того, чтобы на них можно было экспериментально опробовать микробиологический метод повышения коэффициента нефтеотдачи.

Наряду с результатами, подтверждающими степень корреляции между скважинами №№ 22, 24, 38, также удалось определить количество «пригодных) микроорганизмов в каждой скважине. На основе этих результатов были определены направления использования микроорганизмов для повышения коэффициента нефтеотдачи в скважинах. В скважинах № 22 и № 24 количество аэробных бактерий составляет 101…105 кл/мл.

Результаты проведенных промысловых испытаний физико-химических и микробиологических комплексных методов для увеличения нефтеотдачи позволили сделать следующие выводы:

- вышеупомянутые микроорганизмы могут существовать и развиваться в условиях высокой температуры и высокого давления в пластах, обладают способностью утилизировать углеводороды, тем самым уменьшая вязкость нефти и делая ее более подвижной;

- выбранные скважины удовлетворяют всем требованиям для проведения эксперимента по повышению нефтеотдачи с использованием микроорганизмов;

- использование минеральной среды с добавлением мелассы для активирования газообразных и углеводородутилизирующих бактерий ограничивает развитие СВБ, которые могут вызывать коррозию.

В пятой главе приводятся результаты пилотного внедрения физико-химических и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи. Объектом для испытания технологии применения микроорганизмов с целью повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» стала скв. № 74.

На момент внедрения нагнетательная скв. № 74 характеризовалась следующими параметрами:

- эксплуатационная колонна – 168х101 мм;

- башмак эксплуатационной колонны на глубине 3063 м;

- переводник – 2434 м;

- эксплуатационная колонна опрессована на морской воде давлением 15,0 МПа с целью определения герметичности;

- искусственный забой – 3067 м после КРС в январе 1997 г.;

- нагнетательный объект – нижний миоцен;

- интервалы перфорации: 3007…3011 м, 3018…3022 м по 13 отв./п.м;

- VНКТ = 11,8 м3; VО = 0,4 м3; Vзатр. = 39,7 м3;

- текущее состояние скважины к началу проведения испытаний:
Рб = 5,6 МПа; Рзатр. = 5,0 МПа; Qзак. = 373 м3/сут.

Для приготовления физико-химического и микробиологического комплекса (ФХМК) использовались следующие химреагенты.

1. Нонилфенол этоксилат (НП-9): СН3(СН2)8 С6Н4(СН2О)9ОН.

Это неионогенное ПАВ, более устойчиво к морской воде, но менее
устойчиво при высокой температуре.

Нонилфенол этоксилат снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает солестабильность для SLES. Комбинируется с анионными активными веществами и добавками для получения вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высокой температуре, что подходит для условий добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем НП-9 составляет 29 т, что эквивалентно 36,25 %.

2. Лаурилполиоксиэтиленсульфат натрия, или SLES: СН3(СН2)10СН2(ОСН2СН2)nОSО3Na.

Это анионное поверхностно-активное вещество, обладает большей термостабильностью, но менее устойчиво к морской воде.

Лаурилполиоксиэтиленсульфат натрия снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостабильность неионогенного ПАВ. Комбинируется с неионогенными ПАВ и добавками для получения вытесняющих флюидов, устойчивых к морской воде при высоких температурах, что подходит для условий добычи нефти на шельфовых месторождениях. Общий объем товарного SLES составляет 29 т, что эквивалентно 36,25 %.

3. Микробиологическая композиция № 1. Это смесь органических растворителей, продуцируемых бактериями в биохимической технологии, прошедшая перегонную очистку. Общий объем составляет 10 т, что эквивалентно 12,5 %.

Композиция № 1 снижает поверхностное натяжение вытесняющего флюида и повышает термостабильность неионогенного ПАВ, регулирует вязкость ФХМ комплекса, снижает вязкость нефти. Комбинируется с тиокарбамидом, повышая термостабильность ПАВ.

4. Микробиологическая композиция № 2. Содержит тиокарбамид и воду. Тиокарбамид (NH2)2CS является органическим веществом, содержащим углерод, азот, серу и водород. Она ограничивает прилипание бактерий к поверхности породы, особенно к поверхности стали, что ограничивает ее коррозию. Доля тиокарбамида составляет 0,43 % в ФХМ комплексе, что эквивалентно 344 кг.

Количество воды составляет 12 т (11,656 %) из 80 т ФХМ комплекса. Вода играет роль растворителя при смешивании всех компонентов ФХМ комплекса.

Схема технологии применения микроорганизмов для повышения нефтеотдачи залежи миоцен месторождения «Белый Тигр» реализована следующим образом:

- расcтановка емкостей и оборудования и проверка герметичности приемных шлангов от ёмкостей до насоса;

- остановка поддержания пластового давления (ППД);

- закачка реагента VSHL (ФХМК) в НКТ в количестве 80 т при закрытом затрубном пространстве;

- промывка кислотной линии (объем воды 500 литров);

- продавка реагента VSHL (объем воды 11 м3);

- пуск ППД.

Продолжительность закачки составила 7 часов 20 минут.

После закачки ФХМК с августа темп роста обводненности скв. № 705 замедлился, эффективность ФХМК проявилась особенно в стабилизации дебитов нефти, а в скв. № 117 до закачки ФХМК обводненность изменялась скачкообразно, дебит нефти имел тенденцию к уменьшению. После закачки ФХМК дебит нефти и обводненность стабилизировались.

Динамика работы опытного участка приведена на рисунке 1.

Как видно из рисунка, в марте 2009 г. объем закачки нагнетательной скв. № 74 резко увеличился, что сразу повлияло на давление скважины. В течение следующего месяца суммарный дебит нефти скважин заметно увеличился и достиг максимального значения в мае. После максимума суммарный дебит нефти опытного участка резко уменьшился. Скачок в объеме закачки помешал объективной оценке эффективности ФХМК.

Рисунок 1 Динамика работы опытного участка.

Поэтому для объективной оценки эффективности ФХМК разделим процесс разработки залежи на три этапа для выявления тенденции отдельно для каждого из таких интервалов (рисунок 2).

1. Этап нормального нагнетания, с января по март 2009 г. Суммарный текущий дебит нефти монотонно убывал со скоростью 6,6…6,7 т/сут.

2. Этап разработки под влиянием резкого увеличения объема закачки (май-июль и частично август). Суммарный текущий дебит нефти увеличивался, достигнув максимума в мае, потом резко снизился со средней скоростью 9,3 т/сут.

  Динамика суммарного текущего дебита нефти опытного участка на первом-1

Рисунок 2 Динамика суммарного текущего дебита нефти опытного

участка на первом этапе разработки залежи нефти

3. Этап разработки под влиянием закачки ФХМК, с сентября 2009 г., суммарный текущий дебит нефти стабилизировался.

Линии тренда позволяют графически отображать тенденции данных и прогнозировать данные на будущий период. Используя регрессионный анализ, можно продлить линию тренда в диаграмме за пределы реальных данных для предсказания будущих значений. Наиболее надежна линия тренда, для которой значение равно или близко к 1.

С января по март 2009 г. тенденция уменьшения суммарного текущего дебита нефти была стабильна – изменение суммарного дебита нефти описывалось крутой наклонной линией, характерной для убывающей стремящейся к нулю экспоненциальной функции.

Рисунок 3 Динамика суммарного текущего дебита нефти опытного

участка на третьем этапе разработки залежи нефти

Фактическая и расчетная кривые почти совпадают. Коэффициент совместимости или регрессии (R2) между фактическими и расчетными данными очень высокий и составляет 0,9929. Это идеальный коэффициент совместимости между фактическими и расчетными данными.

На этапе, находящемся под влиянием интенсивной закачки воды, дебит нефти резко увеличился, затем также резко снизился. Темп падения дебитов был нестабилен.

На третьем этапе (рисунок 3) под влиянием закачки ФХМК суммарный текущий дебит нефти в добывающих скважинах до декабря 2009 г. стабилизировался. Для объективной оценки эффективности ФХМК необходима математическая обработка данных по суммарному текущему дебиту нефти.

Известно, что с помощью эмпирической формулы можно зафиксировать тенденции в динамике явлений или зависимость между результатами наблюдений нескольких признаков путем сглаживания или выравнивания фактических данных. Подбор эмпирической формулы, с помощью которой осуществляется выравнивание, состоит из двух этапов: а) выбор вида функции, дающей наилучшее приближение; б) определение параметров выбранной функции.

Для выбора вида эмпирической формулы при сглаживании или выравнивании фактических данных используем общие степенные кривые. Выравнивание по показательной (экспонентной) функции производится в том случае, если уровни изменяются с более или менее постоянным относительным приростом (по правилу сложных процентов).

Для моделирования данных по текущему дебиту нефти в период с мая по август 2009 г. существуют только два подходящих вида математических функций или регрессий:

- степенная стремящаяся к нулю функция

(),

где дебит нефти, месяц;

- экспоненциальная стремящаяся к нулю функция

().

Для суммарного текущего дебита нефти с января по март 2009 г. существует соответствующая реальным данным экспоненциальная стремящаяся к нулю функция с коэффициентом совместимости . Как известно, наиболее надежна линия тренда, для которой значение коэффициента совместимости равно или близко к 1. Видно, что степенная функция обладает более высоким коэффициентом совместимости, чем экспоненциальная функция. Поэтому с помощью вышеприведенных двух функций (степенной у = 77,938х-0,2737 и экспоненциальной
у = 85,215е-0,1227х) вычислим объем дополнительно добытой нефти с сентября 2009 года.

Результаты вычислений приведены в таблицах 2 и 3.

Результаты расчетов показывают, что накопленная дополнительная добыча нефти с сентября 2009 г. по февраль 2010 г. опытного участка составила 1438 т, что эквивалентно 9,7 % от текущей добычи нефти.

Таблица 2 Расчёт дополнительного дебита нефти опытного участка

по экспоненциальной регрессии

A B C D E F G H I J
X мес. B*D Дебит нефти F-E сут/м Доп. деб., т/мес. Накоп. доп. деб., т
12/2009 85,215 -0,1227 0,2294 19,5461 50,0 30,5 31 944,1 1323
1-2010 85,215 -0,1227 0,2029 17,2891 45,0 27,7 31 859,0 2182
2 85,215 -0,1227 0,1795 15,2927 45,0 26,7 28 747,8 2930
3 85,215 -0,1227 0,1587 13,5269 42,0 28,5 31 882,7 3813
4 85,215 -0,1227 0,1404 12,9649 42,0 30,0 30 901,1 4714
5 85,215 -0,1227 0,1242 10,5833 42,0 31,4 31 973,9 5687


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.