Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Литературный обзор 7
1.1 Особенности разработки запасов нефти нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений 7
1.2 Применение экранов и барьеров при разработке нефтегазовых месторождений 13
1.3 Способы водо- и газоизоляции в пластах 21
ГЛАВА 2. Экспериментальная часть 36
2.1 Методики исследования и моделирования экранов и барьеров в области ГНК пластов ПК 36
2.2 Методика исследования и моделирования составов для газоизоляции в условиях высокотемпературного пласта
2.2.1 Подготовка пластовых флюидов и кернового материала 39
2.2.2 Измерение вязкости и исследование реологических свойств 42
2.2.3 Методики фильтрационного эксперимента 42
ГЛАВА 3. Экспериментальное исследование способов и составов для создания газоизоляционных экранов и барьеров в области гнк пластов ПК 47
3.1 Исследование пенообразующих составов для газоизоляции в области ГНК применительно к условиям пластов ПК 47
3.2 Исследование полимерных и гелеобразующих составов для газоизолирующих экранов в области ГНК пластов ПК 53
3.3 Использование свойств породы пластов ПК для газоизоляции в области ГНК 61
ГЛАВА 4. Поиск технологического решения восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа при разработке нефтегазовых месторождений 74
4.1 Оценка перспектив использования дегазированной нефти месторождения для борьбы с прорывами газа в условиях пластов ПК 74
4.2 Оценка перспектив использования высоковязкой углеводородной жидкости для борьбы с прорывами газа в условиях высокотемпературных пластов 77
4.2.1 Реологические исследования 78
4.2.2 Фильтрационное исследование газоизолирующего состава на основе мазута М100 81
4.2.2.1 Подбор оптимальной концентрации газоизолирующего состава 82
4.2.2.2 Физическое моделирование газоизолирующего состава с использованием линейной модели пласта из сцементированного керна 4.2.3 Исследование влияния газоизолирующего состава на проницаемость пористых сред для нефти 100
4.2.4 Оценка селективности газоизолирующего состава на основе мазута М100 106
Выводы 110
Список сокращений и условных обозначений 112
Список литературы 1
- Применение экранов и барьеров при разработке нефтегазовых месторождений
- Подготовка пластовых флюидов и кернового материала
- Исследование полимерных и гелеобразующих составов для газоизолирующих экранов в области ГНК пластов ПК
- Оценка перспектив использования высоковязкой углеводородной жидкости для борьбы с прорывами газа в условиях высокотемпературных пластов
Введение к работе
Актуальность темы. В России известно более 200 газонефтяных (нефтегазоконденсатных) месторождений с запасами более 6 млрд. т нефти в нефтяных оторочках и более 7 трлн. м3 газа в газовых шапках, что составляет значительную часть запасов углеводородного сырья в стране.
Разрабатываются запасы нефти газонефтяных месторождений
неэффективно, что в значительной степени связано с отрицательным влиянием
прорыва газа из газовой шапки. Прорывы газа также приводят к потере части его
запасов, а игнорирование разработки нефтяной оторочки приводит к ее
расформированию. Из-за сложности разработки запасы нефти нефтегазовых месторождений относят к трудноизвлекаемым запасам (ТИЗ) нефти.
В настоящее время из газонефтяных месторождений извлечено менее 2 % запасов, что непозволительно мало. Неэффективная добыча нефти тормозит ввод в эксплуатацию запасов газа. Поэтому часто при разработке запасов газа газонефтяных месторождений добычей нефти пренебрегают, что противоречит требованию достижения максимального уровня углеводородоотдачи пластов.
В стране существует проблема эффективной добычи углеводородного сырья
из нефтегазоконденсатных месторождений, не удается обеспечивать
максимально полное извлечение из недр углеводородного сырья (газа, нефти и конденсата). Наиболее плохо решаются проблемы добычи нефти, а также потерь газа (и конденсата) при прорыве его в нефтяные скважины.
Настоящая работа направлена на увеличение углеводородоотдачи нефтегазовых месторождений за счет повышения эффективности добычи нефти и уменьшения потерь газа (и конденсата) при прорывах газа. В качестве основного инструмента достижения цели работы использовали методы газоизоляции в области газонефтяного контакта (ГНК) (борьба с образованием газового конуса).
В качестве перспективных объектов исследования выбраны газонефтяные месторождения, приуроченные к покурской свите (пласты ПК), содержащие более 2 млрд. т вязкой нефти, и высокотемпературные пласты неокомского
горизонта (месторождение им. Ю. Корчагина). В настоящее время данные нефтяные объекты вводятся в эксплуатацию, и проблемы прорыва газа из газовых шапок становятся все более острыми и актуальными.
Пористые среды нефтяных и газовых пластов относятся к связно-
дисперсным микрогетерогенным системам. Флюиды, заполняющие поры пласта
(особенно остаточные нефть и вода), существуют в виде слоев на поверхности пор
и/или ганглий (капелек) коллоидных размеров. Большинство изоляционных
материалов, применяемых в нефтяной и газовой промышленности (дисперсии
глины, полимерные и гелевые составы, пены и т.п.), являются
свободнодисперсными системами. Таким образом, работа посвящена
практическому использованию взаимодействия различных по свойствам и
составу связно- и свободнодисперсных систем, и их рассмотрение не может быть осуществлено без привлечения аппарата коллоидной химии.
Целью работы является разработка методов повышения
углеводородоотдачи нефтегазовых месторождений путем разработки составов для
борьбы с прорывами газа в области газонефтяного контакта нефтегазовых
месторождений на примере низкотемпературных пластов ПК и
высокотемпературных пластов неокомского горизонта.
Для достижения цели необходимо было решить следующие задачи:
-
Экспериментально обосновать для условий месторождений вязкой нефти, приуроченных к пластам ПК, перспективные методы борьбы с газовым конусом за счет создания экранов и барьеров в области ГНК и метода восстановления работы скважин после прорыва газа.
-
Разработать новый селективный метод восстановления работы нефтяных скважин высокотемпературного неокомского пласта после прорыва газа из газовой шапки.
Научная новизна. Установлено, что высоковязкие гидрофобные жидкости (вязкая нефть, составы на основе мазута) могут быть использованы для борьбы с газовым конусом - прорывом газа из газовой шапки к забою нефтяных скважин.
Впервые показано, что в заглинизированных пластах ПК высокопрочные газоизолирующие экраны и барьеры могут быть образованы из пресной воды и низкоконцентрированного раствора полиакриламида (ПАА) в пресной воде за счет использования набухания и диспергирования глинистых компонентов породы.
Показано, что в области ГНК пластов ПК невозможно создать
значительные по размерам газоизолирующие экраны из пенообразующих растворов ПАВ или гелеобразующих полимерных составов, т.к. их закачивание сопровождается значительным ростом фильтрационного сопротивления.
Обнаружено, что наличие остаточной нефти в газонасыщенной пористой среде способствует росту газоизолирующей способности гелевого экрана в высокопроницаемых пористых средах.
Практическое значение результатов:
1. Разработан метод создания прочных газоизолирующих экранов и
барьеров в области ГНК высокопроницаемых пластов ПК, основанный на
использовании состава и свойств породы коллектора.
-
Предложен технологический прием восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа из газовой шапки для условий низкотемпературных нефтегазовых месторождений пластов ПК.
-
Разработан состав для борьбы с прорывом газа из газовой шапки для скважин, разрабатывающих запасы нефти высокотемпературного пласта неокомского горизонта месторождения им. Ю. Корчагина.
Апробация работы. Результаты работы докладывались на Юбилейной X Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2013 г.), I Международной научно-практической конференции (IX Всероссийской научно-практической конференции) «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2014 г.) и Международной молодежной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (Уфа, 2014 г.).
Работа проведена при финансовой поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации (проект 14.574.21.0052, идентификатор RFMEFI57414X0052).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 статьи, реферируемые ВАКом, и 3 тезиса докладов на конференциях.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, библиографического списка использованной литературы из 114 наименований. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста и содержит 47 рисунков и 24 таблицы.
Автор искренне благодарит зав. кафедрой физической и коллоидной химии РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина д.х.н., проф. В.А. Винокурова за внимание и постоянную поддержку, сотрудников кафедры - инженеров СВ. Антонова, А.С. Мишина, Д.А. Бакулина за помощь в ходе выполнения работы, а особенно к.х.н., м.н.с. М.С. Котелева и аспиранта Ляна Мэна за конструктивные советы и полезные консультации; аспиранта и сотрудника кафедры органической химии и химии нефти А.Р. Пошибаеву за поддержку и конструктивные советы.
Глубокую благодарность и признательность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., проф. В.Н. Хлебникову за постоянную поддержку и помощь, ценные советы и замечания в работе над диссертацией.
Применение экранов и барьеров при разработке нефтегазовых месторождений
Слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости может негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи. Приведем пример. Допустим, хотим найти такую величину расстояния между скважинами L, когда в пласте будут отсутствовать неохваченные процессами воздействия запасы нефти (зоны пласта с горизонтальной штриховкой на рисунке 1.3). Пусть толщина нефтяной оторочки h=10 м, а угол наклона пластов составляет 2. Нетрудно видеть, что искомое L=286 м [1]. На практике применяются сетки скважин с гораздо большими расстояниями между скважинами. Только при =1 расстояние L=571 м приближается к расстояниям между скважинами в реальных системах разработки.
Третий важный фактор, затрудняющий разработку нефтегазовых месторождений, заключается в опасности чрезмерных депрессий и репрессий на пласт в добывающих и нагнетательных скважинах, соответственно. Повышенные депрессии кроме конусообразования приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Чрезмерные темпы закачки, например воды, вызывают смещение нефтяной оторочки в газонасыщенный коллектор, т.е. приводят к потере запасов нефти.
Все известные методы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений делятся на два типа [3]: в режиме истощения пластовой энергии и разработка с поддержанием пластового давления.
Важным также является последовательность разработки запасов газа и нефти. Наиболее эффективным является первоочередная разработка запасов нефти или одновременный отбор нефти газа таким образом, чтобы не произошло смещения ГНК. В противном случае может произойти потеря запасов нефти.
В случае однородных высокопроницаемых пластов можно получить очень высокие КИН за счет использования запаса упругой энергии в газовой шапке, если осуществить опережающую разработку нефтяной оторочки (Анастасиевско-Троицкое месторождение [4, 5]). Однако в большинстве случаев после прорывов газа давление в газовой шапке быстро снижается, что приводит к смещению нефтяной оторочки в газовую область, ее размазыванию и расформированию. Снижение давления также приводит к выпадению в пласте ретроградного конденсата. Возникают проблемы и с запасами газа – при бесконтрольном отборе запасов газовой шапки значительная часть его сжигается в факелах.
Основным способом разработки газонефтяных месторождений в России является режим истощения пластовой энергии с опережающей разработкой газовой или газоконденсатной шапки, т.е. разработка месторождения часто сводится только к добыче газа и конденсата, а запасы нефти игнорируются [5]. Отмечается, что подобная стратегия разработки нефтегазоконденсатных месторождений является самой неэффективной [3].
При разработке нефтегазовых пластов стремятся разделить газовую и нефтяную часть месторождения на два разных объекта и разрабатывать их независимо друг от друга. Для этого в области ГНК создается барьер из воды или раствора ПАА, т.е. осуществляется так называемое барьерное заводнение. Барьерное заводнение наиболее эффективно, если проводится с самого начала разработки месторождения или на начальной стадии разработки, пока давление в газовой шапке снизилось не более чем на 20-30 % [5]. Барьерное заводнение наиболее эффективно в условиях краевых нефтяных оторочек. В случае подошвенных нефтяных оторочек вода может «проваливаться» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование [1, 7].
Разработку нефтегазоконденсатных месторождений возможно вести в режиме совместной или совместно-раздельной добычи (отбора) газа, нефти и воды [4, 5, 8, 9]. Этот подход позволяет избежать прогрессирующих загазованности и обводненности продукции скважин, хотя газ, вода и нефть добываются одновременно. В случае высокого содержания конденсата в газе данный процесс дополняется сайклинг-процессом, т.е. отбензиненный газ возвращается в газовую шапку для поддержания давления.
На месторождениях США и Канады широкое распространение получила закачка газа в сводовую часть залежи. Такой подход позволяет реализовать режим гравитационного вытеснения, когда газоконденсатная оторочка проталкивается вниз сухим газом, азотом или выхлопными газами. Применение различных вариантов сайклинг-процесса позволяет одновременно повышать конденсато- и нефтеотдачу залежи [4, 8]. В нефтегазовых месторождениях в газонасыщенных интервалах может иметься остаточная нефтенасыщенность до 20-40 %. Поэтому возможен следующий метод разработки такой залежи. Первоначально залежь вводится в эксплуатацию в режиме истощения с отбором газа из газовой шапки. Снижение давления приводит к смещению нефтяной оторочки в газовую шапку, при этом нефтяная оторочка увеличивается за счет приобщения рассеянной и остаточной нефти. Смещение нефтяной оторочки вверх происходит до уровня забоев добывающих скважин, после чего начинается добыча нефти [4, 8].
Подготовка пластовых флюидов и кернового материала
Описание фильтрационной установки. Исследования проводили с использованием фильтрационной установки УИК-5 (ООО «Глобел-нефтесервис»). Фильтрационная установка УИК-5 включала в свой состав четыре насоса высокого давления (три - для закачивания флюидов в модель пласта, один - для поддержания горного давления - обжима), датчики давления, двух/трехфазный ультразвуковой сепаратор-измеритель объемов фаз на выходе из модели пласта (использовали двухфазный вариант сепаратора), клапан противодавления (поддержание пластового давления на выходе из установки), пневматические клапаны, ручные вентили, управляющую ЭВМ вместе с необходимыми преобразователями сигналов. Насосы высокого давления плунжерного типа, двухкамерные. Непрерывную подачу флюидов обеспечивала система из пневматических клапанов и датчиков давления (для измерения давления в камерах насосов) под управлением ЭВМ. Установка была доукомплектована напорными колонками для закачивания нефти и воды, поршневыми колонками для закачивания газа и вязких составов. Давление и перепад давления измеряли высокоточные датчики давления и дифференциальные манометры. Калибровку датчиков давления производили по образцовому манометру класса точности 0,25. Давление в системе (противодавление) поддерживалось автоматическим обратным клапаном, управляемым ЭВМ. На выходе из обратного клапана буферную жидкость (фильтрованную пресную воду) собирали и периодически в режиме реального времени измеряли ее количество с помощью весов с точностью 0,002 мл (г).
Для измерения объемов нефти и воды или нефти и газа, выделившихся из модели пласта, использовали двухфазный сепаратор-измеритель с ультразвуковым датчиком. Перед началом эксперимента в двухфазный сепаратор-измеритель помещали керосин и газ. В сепараторе-измерителе создавали противодавление. Базовая методика фильтрационного тестирования газоизолирующей способности составов включала следующие этапы. Этап 1. Насыщение нефтью модели пласта (этап описан ранее). В ряде экспериментов дополнительно измеряли проницаемость модели пласта по нефти при пластовой температуре и противодавлении в 5 МПа. Этап 2. Моделирование прорыва газа через нефтенасыщенную модель пласта. Насыпную нефтенасыщенную модель пласта вертикально помещали в установку УИК-5, создавали противодавление в 5 МПа и нагревали до температуры в 78-79 С. На вход в вертикально расположенную модель пласта подавали газ (метан) и следили за появлением газа на выходе из модели пласта (с помощью двухфазного сепаратора-измерителя). Одновременно измеряли перепад давления и определяли количество жидкости на выходе из установки (весовым методом). Перепад давления, при котором происходил прорыв газа, определяли как максимальное значение перепада давления в ходе этапа эксперимента. После закачки 0,8-1 п.о. газа этап обычно заканчивали.
Этап 3. Моделирование закачки газоизолирующего состава. Состав закачивали через низ (выход) вертикально расположенной модели пласта, т.е. направление движения газа при прорыве и при закачке состава было противоположным. При этом следили за перепадом давления, который определяли с помощью дифференциальных датчиков давления (до 0,5 МПа), после превышения этого значения перепад определяли по разнице между давлением на входе в модель пласта и противодавлением. Максимальное значение перепада давления на модели пласта было программно ограничено 1,4-2 МПа, после чего установка автоматически снижала скорость подачи.
Этап 4. Моделирование прорыва газа через пористую среду, обработанную газоизолирующим составом. Моделирование повторного прорыва газа проводили аналогично этапу 2. На вход в вертикально расположенную модель пласта подавали метан и следили за появлением газа на выходе из модели пласта (с помощью двухфазного сепаратора-измерителя). Одновременно измеряли перепад давления и определяли количество жидкости на выходе из установки (весовым методом). Перепад давления, при котором происходил прорыв газа, также определяли как максимальное значение перепада давления в ходе эксперимента. Объем закачки газа обычно составлял около 0,8-1 п.о., что достаточно для стабилизации перепада давления.
Этап 5. В ряде экспериментов была также проведена оценка влияния газоизолирующего состава на проницаемость пористой среды для нефти. При этом нефть обычно подавали через верх вертикально расположенной модели пласта, т.е. направление ее движения совпадало с направлением фильтрации газа.
Эксперименты проводили при противодавлении в 5 МПа, т.е. в модельных условиях при давлении ниже пластового. Выбор противодавления объясняется следующим. При 5 МПа метан проявляет все основные свойства сжатого газа, а относительно низкое давление значительно ускоряет и упрощает эксперимент.
Методика оценки влияния газоизолирующих составов на проницаемость пористых сред по нефти. Для исследования использовали два типа пористых сред: насыпные пористые среды из дезинтегрированного керна и единичные сцементированные керны месторождения. Методика с использованием насыпной модели пласта.
Этап 1. Насыщение керна нефтью и измерение проницаемости по нефти. Водонасыщенный керн помещали в манжету кернодержателя, собирали установку и прогревали до пластовой температуры. Затем через керн фильтровали нефть до стабилизации перепада давления и прекращения вытеснения воды (следили с помощью сепаратора-измерителя на выходе).
Этап 2. Исследование закачки в керн газоизолирующего состава осуществляли через выход из керна (в направлении обратном фильтрации нефти).
Этап 3. Измерение проницаемости по нефти после закачки состава. Через керн фильтровали нефть до стабилизации перепада давления. Первоначально нефть фильтровали с меньшей скоростью.
Закачивание нефти проводили с помощью разделительной колонки. Подачу газа и газоизолирующего состава осуществляли поршневыми колонками. Перед подачей состав в поршневой колонке подогревали до 50-55 С и поддерживали эту температуру до конца эксперимента. Обоснование выбора методики фильтрационного эксперимента. При выборе газоизоляционного состава необходимо проводить фильтрационный эксперимент в хорошо воспроизводимых условиях. Этому условию соответствуют только насыпные модели пласта. Окончательную проверку результатов осуществляли с помощью составной керновой модели пласта и единичных кернов. Насыпные модели пласта хорошо моделируют высокопроницаемые пропластки и мелкие трещины, возникшие в результате техногенного воздействия на пласт. Именно по таким «ослабленным» участкам и происходит прорыв газа к забою нефтяных скважин. Поэтому выбранный тип моделей пласта воспроизводит условия прорыва газа в призабойной зоне нефтяных скважин.
Предварительные эксперименты были проведены на моделях пласта из кварцевого песка. В ходе предварительных экспериментов была уточнена методика эксперимента. В основной серии экспериментов были использованы модели пласта из дезинтегрированного кернового материала месторождения им. Ю. Корчагина. Заключительные эксперименты проводили с использованием составной линейной модели паста и единичных кернов.
Исследование полимерных и гелеобразующих составов для газоизолирующих экранов в области ГНК пластов ПК
Моделирование прорыва газа. Исследование влияния остаточной нефти на «прочность» газоизолирующих экранов из растворов ПАВ оценивали путем моделирования прорыва газа (таблица 3.2, рисунок 3.4). При фильтрации газа через модель пласта без остаточной нефти (опыт 59) прорыв газа через пористую среду происходит достаточно быстро, однако проницаемость для газа существенно ниже, чем до закачивания пенообразующего раствора ПАВ. На выходе из модели пласта наблюдали выделение пены. После фильтрации газа через модель пласта в течение 60 часов степень восстановления проницаемости для газа составила всего 2 % при газонасыщенности пористой среды 65 %. Полученные данные указывают на высокую газоизолирующую способность пенного экрана в пористой среде, содержащей газ и воду.
В опытах 53 и 60 провели испытание стабильности пенного экрана в высокопроницаемой пористой среде, содержащей остаточную нефть (таблица 3.2 и рисунок 3.4). Прорыв газа происходил практически сразу после начала продувки воздухом. При этом проницаемость по газу быстро восстанавливалась, более того, наблюдали рост проницаемости для газа моделей пласта (пена способствовала выносу воды). В опыте 53 наблюдали значительный рост проницаемости по газу, что не может быть объяснено только действием выноса воды. По-видимому, использование в качестве пенообразователя 1 % раствора КПАВ приводит к гидрофобизации поверхности пористой среды и уменьшению степени набухания глинистых компонентов. Таким образом, в присутствии остаточной нефти газоизолирующая способность пены низка.
Закачивание пенообразующих растворов ПАВ в газонасыщенные модели пласта ПК сопровождается значительным ростом фильтрационного сопротивления, что связано с внутрипоровым образованием пены. Данное явление наблюдается как в присутствии, так и в отсутствии остаточной нефти в пористой среде. 2. Проведенный эксперимент показал, что пенный экран является эффективным газоизолирующим экраном в пористых средах, не содержащих остаточной нефти [106].
Целью эксперимента было лабораторное тестирование газоизолирующей способности экранов, образованных полимерным гелем (СПС) в условиях пластов ПК (моделей пластов ПК) с остаточными водо- и нефтенасыщенностью. Для улучшения контакта полимерных растворов и гелей с породой пласта в состав гелеобразующего раствора добавляли смачиватель – ПАВ Неонол АФ9-12. Результаты эксперимента приведены в таблицах 3.3 и 3.4 и на рисунках 3.5-3.9.
В опыте 67 исследовали закачку свежеприготовленного 0,2 % полимерного гелеобразующего раствора в газонасыщенную пористую среду с остаточной водонасыщенностью. Закачка полимерного раствора сопровождалась быстрым ростом перепада давления и вытеснением газа из модели пласта (рисунок 3.5). После прокачки приблизительно 0,8-0,9 п.о. композиции наблюдали прекращение выделения газа на выходе из модели пласта и, одновременно, стабилизацию фактора сопротивления (R=170-177). Высокие значения перепада давления, при которых происходит закачивание полимерного раствора в высокопроницаемую пористую среду, показывает, что невозможно использовать полимерные растворы для создания газоизолирующих экранов (барьеров) значительного размера.
После завершения процесса сшивки полимерного геля было осуществлено моделирование прорыва газа, что показало (таблица 3.3, рисунок 3.6.) малую газоизолирующую способность полимерного геля – прорыв газа через модель произошел практически сразу после создания давления на входе. Газом из модели пласта вытеснялась водная фаза (вязкий гель). По мере повышения газонасыщенности пористой среды (вытеснения геля) проницаемость по газу увеличивалась и достигла после 119 часов продувки значения, равного 0,432 мкм2. Таким образом, СПС из 0,2 % раствора ПАА снижает проницаемость пористой среды для газа, однако эффективность данного типа экрана невелика.
В опыте 63 исследовали СПС с более высокой концентрацией ПАА. В данном опыте использовали газонасыщенную пористую среду, содержащую остаточные воду и нефть, что более точно моделирует условия в области ГНК пластов ПК. Закачка полимерного раствора первоначально происходила с минимальными перепадами давления, но после прокачки 0,25 п.о. гелеобразующего раствора перепад давления стал быстро нарастать (рисунок 3.7). После фильтрации 0,66 п.о. гелеобразующей композиции закачка была прекращена, т.к. фактор сопротивления достиг значения равного 526, а градиент давления превысил 2,7 МПа/м. Гелеобразующий полимерный раствор вытеснял из модели пласта газ и следовые количества нефти.
После выдержки 40,5 часов для завершения процесса сшивки полимерного раствора приступили к моделированию процесса прорыва газа через гелевый экран. Был создан перепад давления газа на входе в модель пласта, равный 0,05 МПа. При этом прорыва газа и заметного выделения гелеобразного раствора из модели пласта не происходило. Поэтому через 3 часа перепад давления был увеличен до 0,1 МПа. Выдержка модели пласта при данном перепаде давления в течение 21 часа также не привела к прорыву газа, а выделение жидкости (геля) из модели практически прекратилось задолго до окончания данного этапа эксперимента. В ходе эксперимента из модели пласта было вытеснено газом только приблизительно 0,025 п.о. геля и газонасыщенность увеличилась приблизительно на 6,5 %. Таким образом, использование концентрированной СПС позволяет получать прочный гелевый экран в газонасыщенных пористых средах с остаточной нефтью и водой, однако закачивание СПС происходит при высоких перепадах давления.
Оценка перспектив использования высоковязкой углеводородной жидкости для борьбы с прорывами газа в условиях высокотемпературных пластов
Целью данного этапа работы было лабораторное исследование, направленное на поиск гидрофобного состава, способного бороться с прорывами газа в условиях высокотемпературных пластов.
Вязкими гидрофобными составами являются обратные эмульсии, которые используются для водоизоляции, глушения скважин и в качестве буровых растворов [47]. Важным параметром обратных эмульсий является то, что их вязкость мало зависит от температуры в широком температурном интервале [54]. Однако приготовление обратных эмульсий требует интенсивного перемешивания, они малоустойчивы при повышенных температурах. Обратные эмульсии содержат в своем составе воду (обычно не менее 50 %) и эмульгатор, отрицательно влияющий на нефтеподготовку. Обратные эмульсии фильтруются только в трещины и крупные поры, прорыв же газа из газовой шапки происходит и через относительно низкопроницаемую пористую среду. Поэтому в качестве гидрофобной жидкости были выбраны углеводородные смеси. Исследование проводили применительно к условиям месторождения им. Ю. Корчагина.
Для получения составов использовали два подхода: исследовали растворы гидрофобных полимеров в маловязких углеводородных жидкостях (нефть, нефтяной растворитель – керосин) и гидрофобные высоковязкие углеводородные жидкости – доступные продукты нефтепереработки.
Применение загущения маловязких жидкостей оказалось неэффективным из-за медленной скорости растворения полимеров в нефтяных растворителях и их высокой стоимости. Поэтому в качестве основы для создания газоизолирующего состава был использован топочный мазут, доступный и недорогой продукт нефтепереработки. Однако вязкость мазута в поверхностных условиях достаточно велика, возможность подогревать его в промысловых условиях не всегда имеется, поэтому рассмотрели возможность разбавления мазута для снижения его вязкости. В качестве разбавителя для мазута М100 использовали дегазированную нефть месторождения им. Ю. Корчагина и летнее дизельное топливо (ДТ).
Данные, представленные в таблицах 4.2-4.3 и на рисунках 4.1-4.2, показывают, что разбавление мазута М100 нефтью и ДТ позволяет легко и в широких пределах менять вязкость состава, как при температуре около 20 C, так и при пластовой температуре. При содержании нефти 20 % и более в жидкости не образуются прочные структуры, на что указывает отсутствие или небольшое значение предельного напряжения сдвига.
Длительная выдержка при комнатной температуре смесей мазута М100 с ДТ или сырой нефтью не приводит к их расслаиванию, образованию сгустков или осадка. Таким образом, составы на основе мазута М100 являются устойчивыми.
Была также исследована зависимость реологических параметров мазута М100 от температуры (таблица 4.4, рисунок 4.3). Было обнаружено, что зависимость параметров уравнения Бингама от температуры для мазута М100 описывается следующими уравнениями: lg Pо = 3210,6 (1/Т) – 9,6944 и lg n = 3948 (1/Т) – 12,256, где Ро – предельное напряжение сдвига, Па; n – вязкость, Па с; Т – абсолютная температура, К.
Выводы по подразделу Разбавление мазута М100 легкой нефтью или ДТ позволяет легко регулировать вязкость газоизолирующего состава при низких температурах. В качестве разбавителя легкая нефть и ДТ практически идентичны.
В опыте 34/13 в качестве газоизолирующего реагента тестировали мазут М100. В ходе эксперимента через вертикальную модель пласта при 78 оС фильтровали газ (моделировали прорыв газа), мазут М100 и опять газ (оценивали газоизолирующую эффективность состава). Результаты эксперимента приведены в таблице 4.5 и на рисунках 4.4-4.6.
Моделирование прорыва газа 1. Прорыв газа через модель произошел после закачивания 0,215 п.о. газа при перепаде давления около 0,0010 МПа. При этом на выходе наблюдали только 0,026 п.о. флюидов, т.е. газонасыщенность пористой среды в момент прорыва составила около 2,6 % (остальной газ растворился в нефти). Дальнейшее закачивание газа сопровождалось ростом перепада давления, что объясняется увеличением скорости течения газа через пористую среду (уменьшается количество газа, растворяющегося в нефти). Максимальное значение перепада давления в ходе фильтрации газа (0,0015 МПа) было использовано в качестве базы сравнения при тестировании газоизолирующей активности мазута. Таким образом, легкая нефть не является прочным газоизолирующим барьером в высокопроницаемых пористых средах, что и объясняет ранний прорыв газа на месторождении.
После газа в пористую среду (снизу) закачивали мазут, что сопровождалось непрерывным ростом перепада давления, поэтому скорость закачки уменьшили с 9 до 4,8 мл/час. Всего в модель пласта было закачено 1,13 п.о. мазута. К концу этапа перепад давления достиг 0,150 МПа, т.е. закачивание состава в высокопроницаемую пористую среду идет со значительным фильтрационным сопротивлением.
При моделировании прорыва газа 2 закачивание газа сопровождалось ростом перепада давления (рисунок 4.6). Максимальное значение перепада давления (равное 0,1216 МПа) было достигнуто после закачки 0,076 п.о. газа. Прорыв газа через модель произошел после закачивания 0,252 п.о. газа. В момент прорыва газа перепад давления кратковременно вырос до 0,101 МПа, после чего быстро снизился. Дальнейшая фильтрация газа проходила при низком перепаде давления (около 0,040 МПа).
Сравнение результатов этапов 2 и 4 показывает, что прорыв газа через пористую среду после обработки мазутом происходит при более высоком (в 81,1 раз) перепаде давления. Проведенный эксперимент показал следующее: 1. Мазут М100 обладает значительно более высокой газоизолирующей способностью (в 81 раз выше) по сравнению с дегазированной нефтью. Прорыв газа через высокопроницаемую пористую среду, обработанную мазутом М100, происходит при градиенте давления 0,309 МПа/м. 2. Обработка пористой среды мазутом М100 снижает проницаемость по газу приблизительно в 2,5 раза. 3. Закачка мазута позволяет удалить свободный газ из нефтенасыщенной пористой среды (после прорыва газа). 4. Недостатком мазута М100 является высокая вязкость при низких температурах и высокое фильтрационное сопротивление при закачке даже в высокопроницаемые пористые среды – модели трещин, т.е. требуется снизить вязкость состава.
В опыте 35/13 на основании реологических исследований для дальнейшего эксперимента была выбрана смесь мазута М100 (75 %) с сырой нефтью месторождения (25%). Результаты эксперимента приведены в таблице 4.6 и на рисунках 4.7-4.10.
Моделирование прорыва газа 1. Прорыв газа через модель произошел после закачивания 0,37 п.о. газа (перепад давления 0,0012 МПа). После прорыва газа наблюдали продолжение роста перепада давления, аналогичный процесс наблюдали и в опыте 34/13. Максимальное значение перепада давления, достигнутое в опыте, составило 0,0025 МПа (градиент давления 0,0063 МПа/м).