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 |

Обоснование технологий физико-химического воздействия на низкопроницаемые полимиктовые коллектора (на примере южной лицензионной территории приобского нефтяног

-- [ Страница 2 ] --
Содержание ионов, мг/л Общая минер., г/л
Cl- HCO3- CO32- K+ Na+ Li-+ Mg2+ Sr2+ Ba2+ Ca2+
10918 628,4 6 50 6695 0,28 88,2 35 28 249 18,9

Исследования влияния минерализации жидкости, окружающей каолинитовую частицу, на изменение ее геометрических размеров показали, что смена пластовой воды на пресную приводит к росту среднего диаметра глинистых частиц до 80%. Согласно В.А.Сидоровскому в пластовых условиях набухание каолинитовых глин будет происходить не так значительно и составит до 20%. Однако даже такое изменение размера частиц глины достаточно для ухудшения фильтрации пресной воды через полимиктовые керны с контактовым цементом. Подтверждением тому являются результаты фильтрационных экспериментов, проведенных на естественных кернах продуктивных отложений Приобского месторождения (пласт АС-10) с моделированием пластовых термобарических условий. Исследования проводились в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Горного Университета. На рисунках 1 и 2 показаны графические зависимости водопроницаемости и градиента давления закачки воды различной минерализации от количества прокаченных поровых объемов.

Рисунок 1 - Зависимости градиента давления и проницаемости керна при последовательной закачке (при расходе 0,5см3/мин) воды различной минерализации (М) от количества прокаченных поровых объемов: 1 – модель пластовой воды М=18,9г/л; 2 – М=15,4г/л; 3 – М=11г/л; 4 – М=9,5г/л; 5 – М=5,7г/л; 6 – пресная вода М=0,25г/л

 Зависимости проницаемости и градиента давления закачки воды различной-1

Рисунок 2 - Зависимости проницаемости и градиента давления закачки воды различной минерализации (при расходе 0,5см3/мин) от количества прокаченных поровых объемов: 1,3 – модель пластовой воды М=18,9г/л, 2,4 – пресная вода М=0,25/л

Полученные результаты эксперимента (рис. 1) показали рост градиента давления при снижении минерализации прокачиваемой воды, что свидетельствует о снижении водопроницаемости керна. Последовательная смена минерализации прокачиваемой воды с пластовой на пресную и обратно привела к соответствующему изменению водопроницаемости керна: начальная водопроницаемость при прокачивании пластовой воды впоследствии снижается при ее замене на пресную воду и восстанавливается до уровня 80-90% от начальной при возобновлении закачки пластовой воды. Таким образом, гидратация пластовых глин носит обратимый характер (рис. 2).

Данный эффект объясняется тем, что каолинит относится к глинам с прочной кристаллической структурой, поэтому проникновение ионов и отдельных молекул в межслоевое пространство глинистых частиц исключено. Взаимодействие частиц каолинита с окружающим электролитом происходит только на поверхностном слое и с высокой скоростью, о чем свидетельствует резкое изменение градиента давления закачки при прокачке первых поровых объемов жидкостей.

Согласно теоретическим и экспериментальным исследованиям набухание каолинита можно контролировать путем внесения в фильтрующуюся воду определенных катионов, расположенных в следующем ряду по способности к ингибированию гидратации:

Al3+>Ba2+>Ca2+>Mg2+>K+>Na+>Li+

Минерализация закачиваемой жидкости также оказывает влияние на эффективность вытеснения нефти из образцов пород. Результаты проведенных фильтрационных исследований свидетельствуют о том, что снижение минерализации воды приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти из образцов полимиктовых пород (рис. 3).

 Зависимость коэффициента вытеснения нефти из керна от минерализации-2

Рисунок 3 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти из керна от минерализации прокачиваемой воды

Такой результат обусловлен смещением в благоприятную сторону соотношения подвижностей фаз нефти и воды в пористой среде полимиктовой породы из-за снижения подвижности воды в водонасыщенных поровых каналов, что связано со снижением их проницаемости в результате гидратации и набухания глин в составе цементирующего вещества породы, а также в результате повышения вязкости фильтрующейся воды за счет частичного перехода в нее глинистых частиц. В продуктивном пласте отмеченный эффект будет способствовать выравниванию фазовых проницаемостей водо- и нефтенасыщенных поровых каналов, что приведет к увеличению коэффициента вытеснения и извлечения нефти.

В третьей главе приводятся результаты исследований физико-химических и фильтрационных свойств водных растворов гидрофобизатора НГ-1, используемых при вторичном вскрытии пласта, глушении скважин перед подземным ремонтом, а также описание использованных методик и оборудования.

Для определения скорости коррозии стали марки Ст3 в различных средах применялся потенциостат Gill 12; для определения капиллярного давления водонасыщенных образцов пород капилляриметр TGC-764 (Coretest Systems); эксперименты по определению механической прочности образцов пород на одноосное сжатие проводились на испытательной машине MTS Insight 50 (MTS Systems Corporation); исследования поверхностных свойств методом висящей и лежащей капли – на приборе EasyDrop (Kruss).

При разработке технологических жидкостей глушения и перфорации скважин первоочередной задачей ставилось изучение их агрегативной устойчивости при высоких пластовых температурах (до 80°С). Результаты исследований агрегативной устойчивости составов, представляющих собой растворы гидрофобизатора НГ-1 различных концентраций в пресной воде с добавлением хлоридов калия и кальция (для регулирования их плотности), показали, что рост концентрации гидрофобизатора приводит к снижению термостабильности, а добавление хлорида кальция вызывает выпадение хлопьевидного осадка. В частности, состав с содержанием гидрофобизатора 0,15% (масс.) стабилен при 80°С в течение 6 суток, добавление 5-20% хлорида калия снижает это время до 1-3 суток. Однако этого времени достаточно для того, чтобы жидкость глушения проникла в пласт и вступила во взаимодействие с породой коллектора. Таким образом, регулирование плотности разработанной жидкости необходимо производить путем добавления в нее хлорида калия, так как в случае расслоения эмульсии гидрофобизатора катионы калия будут способствовать уменьшению гидратации глинистой составляющей цементирующего вещества породы. Согласно результатам проведенных исследований, максимальная допустимая концентрация гидрофобизатора в составе разработанной технологической жидкости не должна превышать 0,5% (масс.), а регулирование плотности состава необходимо производить путем добавления хлорида калия.

Одним из ключевых факторов, оказывающих влияние на выбор жидкости глушения и перфорации скважин, является степень ее воздействия на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта, в которую она проникает.

Для оценки влияния разработанной технологической жидкости на состояние ПЗП были проведены фильтрационные исследования на естественном керне ЮЛТ Приобского месторождения при термобарических условиях, соответствующих пластовым. Керн имел следующие параметры: начальная абсолютная проницаемость 1,2 мД; пористость 18,2%; длина 4,7 см; диаметр 2,95см. Для исследований был выбран состав, представляющий собой 0,15%-ый водный раствор гидрофобизатора. В результате эксперимента на водонасыщенном керне, который заключался в прокачивании через образец 15 поровых объемов исследуемого состава, получено снижение проницаемости керна по воде на 43%. Затем керн был экстрагирован и подготовлен к следующему эксперименту, который заключался в фильтрации состава через нефтенасыщенный керн с созданной остаточной водонасыщенностью. В результате эксперимента получено снижение проницаемости по углеводородной фазе на 12% с тенденцией к полному восстановлению фильтрационной характеристики. На рисунке 4 показаны зависимости градиента давления закачки и проницаемости кернов от количества поровых объемов прокачки, из которых видно, что максимальный градиент закачки разработанного состава в водонасыщенный керн составил 24 МПа/м, в то время как в нефтенасыщенный около 85 МПа/м. В промысловых условиях при обработке пластов с высокой расчлененностью это будет означать, что разработанная технологическая жидкость преимущественно проникнет в водонасыщенные интервалы, оттеснит рыхлосвязанную воду вглубь пласта и снизит водонасыщенность призабойной зоны, в результате чего будут улучшены условия притока углеводородной жидкости к забою и снижена обводненность продукции скважины.

При проведении операции глушения или перфорации разработанная технологическая жидкость будет находиться в скважине и контактировать с поверхностью скважинного оборудования в течение длительного времени.

а) 1, 3 – фильтрация модели пластовой воды Приобского месторождения, 2 – фильтрация раствора гидрофобизатора НГ-1
б) 1, 3 – фильтрация нефти Приобского месторождения, 2 – фильтрация раствора гидрофобизатора НГ-1

Рисунок 4 - Зависимости градиента давления закачки жидкости

и проницаемости керна по фильтрующейся фазе.

а) водонасыщенный керн; б) нефтенасыщенный керн

Требованиями РД 153-39-023-97 установлена максимальная допустимая скорость коррозии стали при глушении скважин, которая составляет 0,1-0,12 мм/год. Результаты проведенных исследований коррозионной активности показали, что скорость коррозии конструкционной стали обыкновенного качества марки Ст3 в технологической жидкости, содержащей в своем составе 0,15% (масс.) гидрофобизатора НГ-1, 24% (масс.) KCl и пресную воду (остальное), равна 0,08 мм/год. При этом скорость коррозии стали марки Ст3 в этом же составе без гидрофобизатора достигает 0,54 мм/год. Таким образом, разработанная технологическая жидкость обладает выраженным ингибирующим действием по отношению к коррозии внутрискваженного оборудования.

Проникновение разработанной жидкости глушения и перфорации скважин в пласт вызывает изменение не только фильтрационных, но и механических свойств породы. Прочность насыщенных флюидами кернов оценивалась методом одноосного сжатия плоскими плитами. Для исследований использовались образцы породы ЮЛТ Приобского месторождения, насыщенные водными растворами гидрофобизатора концентрацией от 0,15 до 1% (масс.), нефтью Приобского месторождения, моделью пластовой воды, пресной водой. На рисунке 5 показана зависимость относительной прочности кернов от концентрации гидрофобизатора НГ-1 в насыщающей их воде. В таблице 2 показаны значения относительной прочности кернов, насыщенных остальными флюидами. Под относительной прочностью понимается отношение прочности насыщенного данным флюидом керна к прочности аналогичного по геометрическим и емкостным параметрам образца, насыщенного моделью пластовой воды.

 Зависимость коэффициентов относительной прочности образцов пород от-5

Рисунок 5 - Зависимость коэффициентов относительной прочности образцов пород от концентрации гидрофобизатора в насыщающей их воде

Таблица 2 – Относительная прочность кернов, насыщенных различными флюидами

Насыщающий флюид Пресная вода Дизельное топливо Дегаз. нефть ЮЛТ Приобского м-я
Коэфф-т отн. прочности 1,21 1,29 1,42


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.