Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и анализ технологий повышения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти 13
1.1. Характеристика месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и осложнения, возникающие при их разработке 13
1.2. Обзор запасов и ресурсов высоковязкой нефти по месторождениям регионов мира и в России 16
1.3. Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей 22
1.4. Обзор и анализ современных методов увеличения нефтеотдачи пластов 26
1.4.1. Обзор и анализ технологий теплового воздействия на продуктивный пласт 31
1.4.2. Обзор и анализ технологий физико-химического воздействия на продуктивный пласт 33
1.4.3. Обзор и анализ технологий волнового воздействия 37
2. Методика проведения исследований 46
2.1. Программа и условия проведения экспериментальных исследований. 46
2.2. Методика экспериментальных исследований 46
2.2.1. Подготовка образцов керна к фильтрационным исследованиям.46
2.2.2. Подготовка образцов нефти к реологическим и фильтрационным исследованиям 48
2.2.3. Подготовка экспериментального стенда для изучения влияния плазменно-импульсного воздействия на реологические свойства нефти 50
2.2.4. Реологические исследования 51
2.2.5. Подготовка экспериментального стенда для изучения влияния плазменно-импульсного воздействия на фильтрационные свойства пласта 55
2.2.6. Фильтрационные исследования 56
2.2.7. Методика измерения капиллярного давления 62
2.3. Методика обработки экспериментальных исследований 65
3. Экспериментальное исследование технологий регулирования реологических и фильтрационных свойств 69
3.1. Реологические исследования 69
3.1.1. Регулирование тиксотропных свойств высоковязких нефтей 69
3.1.2. Регулирование вязкоупругих свойств высоковязких нефтей 81
3.1.3. Исследование влияния плазменно-импульного воздействия на дисперсность асфальтенов в нефти 83
3.2. Фильтрационные исследования 86
3.2.1. Влияние плазменно-импульсного воздействия на фильтрационные свойства пород-коллекторов 86
3.3. Исследование капиллярного давления 101
3.4. Расчет влияния технологии плазменно-импульсного воздействия на продуктивный пласт 103
4. Обоснование технологий интесификации притока на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти 116
4.1. Результаты внедрения технологии ПИВ на нефтяных месторождениях 117
4.2. Комплексная технология интенсификации добычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти 118
4.3. Комплексная технология интенсификации добычи на месторождениях высоковязкой нефти 123
4.3.1. Обработка призабойной зоны добывающей скважины 123
4.3.2. Обработка призабойной зоны нагнетательной скважины 125
4.4. Оценка экономической целесообразности предлагаемых технологических решений 129
Основные выводы и рекомендации 135
Библиографический список 137
Приложение
- Обзор запасов и ресурсов высоковязкой нефти по месторождениям регионов мира и в России
- Методика экспериментальных исследований
- Фильтрационные исследования
- Комплексная технология интенсификации добычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти
Введение к работе
Актуальность темы. В последние годы в общей структуре запасов нефти в России существенно увеличилась доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. В основном это месторождения с аномальными (неньютоновскими) нефтями, а также с низкопроницаемыми коллекторами. Применение традиционных методов воздействия на продуктивный пласт на таких месторождениях характеризуется низкими технико-экономическими показателями и нефтеотдачей менее 20...30 %. По этой причине возрастает необходимость поиска и разработки эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Как показывает практика, комплексирование физико-химических, физических и тепловых методов воздействия на продуктивный пласт способствует эффективной эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Среди физических методов все более широко используются виброволновые методы интенсификации добычи нефти. Перспективной в этой группе методов является технология плазменно-импульсного воздействия, промысловые испытания которой показали высокую эффективность на ряде нефтяных месторождений. Однако, в настоящее время не достаточно изучены особенности и механизм действия технологии плазменно-импульсного воздействия на пластовую систему в целом.
В этой связи, задачи исследований по изучению влияния плазменно-импульсного воздействия на реологические свойства высоковязкой нефти и фильтрационные характеристики продуктивного пласта с целью последующей разработки и обоснования новых эффективных комплексных технологий интенсификации добычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами являются актуальными в нефтегазовой отрасли.
Актуальность темы диссертационной работы
подтверждается ее включением в план НИР № 1.5.09 по заказу Федерального агентства по образованию РФ: «Теоретические и экспериментальные исследования реологических свойств и процессов фильтрации аномальных (неньютоновских) нефтей».
Цель диссертационной работы - повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами на основе направленного улучшения реологических
свойств высоковязкой нефти и фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.
Идея работы заключается в разработке комплексной технологии, основанной на совместном плазменно-импульсном и физико-химическом воздействиях на продуктивный пласт, для направленного улучшения реологических свойств высоковязкой нефти и фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.
Основные задачи исследований:
Анализ современного состояния технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами;
Изучение особенностей и осложнений при разработке месторождений высоковязкой нефти;
Проведение экспериментальных исследований по изучению влияния технологии плазменно-импульсного воздействия на реологические свойства высоковязкой нефти;
Проведение экспериментальных исследований по изучению влияния технологии плазменно-импульсного воздействия на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта;
Исследование особенностей фильтрации высоковязкой нефти при комплексном плазменно-импульсном и физико-химическом воздействиях на продуктивные породы.
Обоснование оптимальных технологических параметров обработки продуктивного пласта с применением комплексной технологии интенсификации добычи нефти, включающей плазменно-импульсное (ПИВ) и физико-химическое воздействия;
Оценка технико-экономической эффективности от применения разработанной комплексной технологии интенсификации добычи на месторождениях высоковязкой нефти.
Методика исследований включала в себя комплекс
теоретических, экспериментальных и аналитических работ с
использованием стандартных и разработанных методик проведения
исследований. Экспериментальные исследования проводились на
современном высокоточном оборудовании с моделированием
термобарических пластовых условий. Обработка
экспериментальных данных проводилась с помощью современных компьютерных технологий, известных закономерностей подземной гидромеханики и установленных факторов.
Научная новизна работы:
Установлена зависимость изменения реологичеких параметров аномальной нефти от режима плазменно-импульсного воздействия, обеспечивающего снижение интенсивности проявления аномалий вязкости, тиксотропных и вязкоупругих свойств при интенсификации добычи с помощью данной технологии на месторождениях высоковязкой нефти.
Выявлено гидрофобизирующее действие технологии плазменно-импульсного воздействия на терригенную породу-коллектор при использовании ее в качестве способа обработки продуктивного пласта и стимуляции режима работы эксплуатационных скважин.
Защищаемые научные положения:
Снижение интенсивности проявления аномалий вязкости, тиксотропных и вязкоупругих свойств высоковязкой нефти достигается за счет диспергирующего действия технологии плазменно-импульсного воздействия на её основные структурообразующие компоненты - асфальтены.
Плазменно-импульсная технология, основанная на периодическом импульсном электрогидравлическом воздействии на пласт, оказывает гидрофобизирующее воздействие на пористую среду породы-коллектора, что приводит к восстановлению и улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны и продуктивного пласта.
Разработанная комплексная технология интенсификации добычи нефти с использованием плазменно-импульсного и физико-химического воздействий обеспечивает возможность увеличения подвижности высоковязкой нефти на 28...39% при использовании ее для обработки призабойной зоны и продуктивного пласта.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований с использованием современного высокоточного оборудования, высокой степенью сходимости расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью полученных результатов.
Практическая значимость работы:
Обосновано комплексное применение физического и физико-химического воздействия на продуктивные пласты месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Разработан способ обработки призабойной зоны пласта, позволяющий улучшать ее фильтрационные характеристики и
интенсифицировать работу нефтяных скважин (патент РФ №2352773).
Разработан способ снижения аномалий вязкости пластовой нефти за счет периодического использования ПИВ, обеспечивающий увеличение коэффициента охвата пласта заводнением и стимулирующий процесс перехода ПАВ из закачиваемого раствора в нефть.
Разработан способ интенсификации добычи на месторождениях высоковязкой нефти, позволяющий улучшать фильтрационные характеристики, увеличивать подвижность пластовой нефти и интенсифицировать работу нефтяных скважин.
Обоснованы условия применения разработанных технологий с учетом геолого-физических и технологических особенностей разработки месторождения.
Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе при чтении лекций по дисциплинам «Нефтегазопромысловое оборудование», «Особенности разработки и эксплуатации залежей аномально-вязких нефтей», «Подземная гидромеханика», «Подземный и капитальный ремонт скважин», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Апробация работы. Основные положения, результаты
экспериментальных исследований, выводы и рекомендации
докладывались на Международной научно-технической
конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы
рационального недропользования» (г.Санкт-Петербург, Санкт-
Петербургский государственный горный институт
имени Г.В. Плеханова (технический университет), 2006 г.);
Международной научно-практической конференции «Повышение
нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных
месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и
природных битумов» (г.Казань, 2007 г.); IX Международной
молодежной научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ» (г.Ухта,
Ухтинский государственный технический университет, 2008 г.); XIX
Международной научно-технической конференции «Новые методы
и технологии в нефтяной геологии, бурении и разработке
месторождений» (Польша, г.Закопане, 2008 г.); XXI Международной
научно-технической конференции "Химические реактивы, реагенты
и процессы малотоннажной химии" Реактив-2008 (г.Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2008 г.); Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г.Ухта, Ухтинский государственный технический университет, 2008 г.); 7-ой Межрегиональной научно-практической конференции «Освоение минеральных ресурсов Севера» (г.Воркута, Воркутинский горный институт филиал СПГГИ(ТУ), 2009 г.); XIII Международном научном симпозиуме имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г.Томск, Томский политехнический университет, 2009 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК, получен 1 патент РФ на изобретение.
Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 145 наименований. Материал диссертации изложен на 153 страницах машинописного текста, включает 14 таблиц, 54 рисунка и 1 приложение.
Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность
научному руководителю профессору Молчанову А. А., зав. кафедрой
разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
(РНГМ) профессору М. К. Рогачеву, зав. лабораторией повышения
нефтеотдачи пластов О. Б. Сюзеву, коллективу
ООО НПЦ «ГеоМИР», а также сотрудникам кафедры РНГМ СПГГИ (ТУ) за помощь в подготовке диссертационной работы.
Исследования были поддержаны персональным грантом Правительства Санкт-Петербурга.
Обзор запасов и ресурсов высоковязкой нефти по месторождениям регионов мира и в России
Несмотря на экономический кризис, мировая добыча нефти в 2008 году выросла на 0,9 % до 3,626 млрд. тонн после снижения в 2007 году. Динамика добычи 12 крупнейших производителей нефти представлена на рис. 1.1. [18, 23]. Наибольшими региона роста добычи стали Каспийский регион и Ближний Восток. В Казахстане добыча нефти увеличилась на 26 %, в Азербайджане и Туркменистане - на 11 %. В целом на Ближнем Востоке добыча выросла на 5,4 %, больше всего — в Ираке и в Саудовской Аравии.
Рисунок 1Л - Динамика добычи нефти 12 крупнейших производителей нефтиВ России добыча жидких углеводородов впервые за последние десять лет упала. По предварительным сообщениям ЦДУ ТЭК, производство нефти и газового конденсата в стране составило 488,105 млн. т, на 0,7% меньше, чем в 2007 году. В таблице 1.1 представлена добыча России и ОПЕК за последние 8 лет, а также доля этих стран в мировой добыче. При этом в 2008 году прирост запасов нефти в России сократился, составив 500 млн. т против 560 млн. т в 2007 году. Этот объем компенсировал добычу с незначительным превышением в 12 млн. т против 68 млн. тонн в предыдущем году.
Итоги последних нескольких лет определяют необходимость усиления работы по приросту запасов для восполнения добычи нефти. Одним из потенциальных способов поддержания уровня добычи нефти и прироста извлекаемых запасов в стране является повышение нефтеотдачи месторождений, в частности, при разработке ВВН, запасы которых значительны. По данным работ [10, 93, 108], запасы ВВН значительно превышают запасы легких нефтей.
Следует отметить, что между терминами «тяжелые» и «высоковязкие» нефти имеются определенные различия. К настоящему времени общего и устоявшегося взгляда на границу между ними нет, но разделение между ними по-прежнему основано на плотности и вязкости [20]. В данной работе под ВВН понимаются нефти с вязкостью более 30 мПа с в пластовых условиях, согласно работы [136].
На сегодняшний день геологические запасы ВВН с учетом ПБ и БН в мире в несколько раз превышает запасы средних и легких нефтей, составляет около 1 трлн. т. Извлекаемые запасы ПБ и БН оцениваются в 55,6 млрд. т. Распределение мировых запасов ВВН представлено на рис. 1.2 а, с учетом ПБ и БН - на рис. 1.2 б. Из рисунка 1.2 а видно, что более 80 % общемирового запаса ВВН располагается в Восточной Европе, Средней и Северной Азии. Около половины мировых запасов расположены в Восточной Европе. [8, 30, 51, 52, 105, 107, 108] В основном это нефти Волго-Уральского, Днепровско-Припятского, Северо-Кавказкого, Тимано-Печорского бассейнов. В Средней Азии ВВН располагаются в Амударьинском, Афгано-Таджиксом, Ферганском и Южно-Каспийском бассейнах. В Северной Азии они сосредоточены главным образом в Енисейско-Анабарском, Западно-Сибирском и Ленно-Тунгусском бассейнах. [8, 105, 107, 108, 136].
Из рис. 1.2 б распределения мировых запасов ВВН и ПБ следует, что наибольшие запасы сконцентрированы в Венесуэле и Канаде. Суммарные запасы месторождений Orinoco Belt в Венесуэле и канадской провинции Альберта составляют около 90 % от мировых запасов. К странам, также имеющим наиболее крупные запасы ВВН и ПБ, относятся США (28 млрд.м ),
Россия (10 млрд.м ), Индонезии (2,5 млрд.м ) и Китай (1,5 млрд.м ). Однако, по последним оценкам в недрах РФ запасы ВВН и ПБ могут составлять свыше 30 млрд.т, что ставит РФ на 3-е место после Канады и Венесуэлы [117].
Большинство ВВН с учетом ПБ и БН на нефтегазоносных территориях России (более 60 %) находится в Волго-Уральском бассейне, далее идут Западно-Сибирский (15,4 %) и Северо-Кавказский (11,3 %) бассейны (рис.1.3).Рис 13 - Распределение ВВН по бассейнам России
ВВН с учетом ПБ и БН располагаются повсеместно на нефтеносных территориях России. Большинство их находится в Пермской области (около 25 %), примерное равное число их в Татарстане (15,2 %) и Тюменской области (13,5 %). Другая половина ВВН с учетом ПБ и БН находится в Башкортостане (8 %), Краснодарском крае (6,4 %), Самарской (6,3 %), около 25 % в Архангельской, Волгоградской, Иркутской, Оренбургской, Сахалинской, Томской, Ульяновской областях и др. [104, 106, 108, 109]. Ресурсы природных битумов и битумной нефти, по различным оценкам, изменяются от несколькихмиллиардов до десятков миллиардов тонн. В Российской Федерации насчитывается 6,2 млрд. т остаточных балансовых запасов ВВН категорий А+В+Сь основная часть которых (93,7 %) сосредоточена в восьми субъектах РФ (табл. 1.2) [27, 65, 136]. Запасы ВВН промышленных категорий в России выявлены на 217 месторождений, включающих 572 залежи. На территории РФ разведано восемь месторождений с запасами более 100 млн. т (табл. 1.3). Эти месторождения содержат 3735 млн. т ВВН или 52,75 % всех остаточных балансовых запасов промышленных категорий России [27, 40, 41, 85].
Подробная информация из базы данных о физико-химических, геохимических свойствах высоковязких нефтей России и пластовых условиях их залегания представлена в табл. 1.4. Видно, что высоковязкие нефти России в среднем являются тяжелыми и сернистыми, высокосмолистыми и высокоасфальтеновыми, но малопарафинистыми и с низким содержанием фракций н. к. 200 С. Данные свойства ВВН России в среднем совпадают со свойствами ВВН Евразии и Африки. Однако по сравнению с последними российские ВВН оказываются более сернистыми, смолистыми и асфальтеновыми, но менее парафинистыми. Содержание фракций н. к. 200 С и 300 С для российских вязких нефтей является повышенным по сравнению с евразийскими и африканскими ВВН.
Таким образом, на территории России и другим странах мира разведаны месторождения со значительными запасами ВВН, а также ПБ. Вовлечение залежей ВВН и ПБ в активную разработку становится все более актуальной по мере выработки запасов легкой нефти. Добыча на месторождениях ВВН характеризуется высокой себестоимостью добычи скважинной продукции и низкими дебитами. Данное обстоятельство определяет необходимость поиска новых технологических решений и подходов при разработке таких залежей с целью повышения подвижности ВВН. При проведении исследований и разработки новых технологий важно учитывать особенности разработки месторождений ВВН, которые рассмотрены в разделе 1.2. Повышение эффективности разработки ВВН позволит поддержать и увеличить текущий уровень добычи в Российской Федерации [8, 104, 105, 109].
Методика экспериментальных исследований
В фильтрационных исследованиях использовались образцы естественных кернов. В качестве естественных образцов керна использовали полимиктовыи песчаник Ромашкинского месторождения.
Работы по подготовке образцов керна к фильтрационным исследованиям условно можно разделить на четыре этапа:1. Подготовка цилиндрических образцов керна необходимых размеров.2. Экстрагирование образцов.3. Определение пористости и абсолютной проницаемости по газу.4. Насыщение образцов моделью пластовой воды. Образцы естественного керна выбуривали с помощью ручного сверлильного станка MDP-405 компании Coretest Systems Corporation. Диаметр образцов составлял 3 см. Регулирование длины керна и обработку его торцов осуществляли с помощью системы двусторонней обрезной пилы с опцией торцешлифовального круга DTS-430 компании Coretest Systems Corporation.
Экстрагирование образцов производили спиртобензольной смесью и дистиллированной водой с использованием отжимной центрифуги СЕ-520 компании Coretest Systems Corporation. После этого образцы высушивали до постоянного веса при температуре 100 С.
Пористость и абсолютную проницаемость высушенного керна определяли на автоматизированном газовом пермеаметре-порозиметре АР-608 компании Coretest Systems Corporation. Измерения порового объема на данной установке выполняются на основе закона Бойля, заключающегося в способности определять неизвестный объем по расширению газа с известными значениями давления и температуры.
Насыщение образцов керна моделью пластовой воды (минерализованной водой) проводили в ручном сатураторе MS-535 компании Coretest Systems Corporation (рис. 2.1). Подготовительный процесс перед насыщением образцов включал следующие этапы: загрузка образцов в камеру, откачивание воздуха из камеры (вакуумирование) в течение, по крайней мере, 4 часов для образцов с высокой проницаемостью (короткий вакуумный цикл) и 12 часов для низкопроницаемых образцов, вакуумирование насыщающей жидкости и системы в целом, заполнение камеры жидкостью насыщения. После этого с помощью пневматического насоса создавали давление в камере до 130 атм. Насыщение образцов производили в течение 2 часов. Затем давление медленно сбрасывали и извлекали насыщенные образцы из камеры, после чего их погружали в контейнер с насыщающей жидкостью.
При изучении и процессов фильтрации ВВН использовалась модель устьевой дегазированной, обезвоженной пробы нефти. В качестве модели ВВН использованы нефти каменноугольных отложений РТ и пермокарбоновой залежи Усинского месторождения Республики Коми. Перед проведением исследований пробы нефти проверялись на наличие остаточной воды, так как даже незначительное количество воды при реологических и фильтрационных измерениях сильно искажают результаты исследований. Проверка на наличие остаточной воды производилось при нагреве пробы нефти в реторте CR-200 закрытого типа компании Coretest Systems Corporation при температуре Т= 60 С в течение 12 часов. После термостабилизации пробы нефти визуально устанавливалось наличие остаточной воды. В случае отсутствия остаточной воды, пробы нефти проверялись с помощью поляризационного микроскопа МИН-10. При этом использовались окуляр 5х и объектив 9 0,20, обеспечивающий 45-кратное увеличение мазка нефти. Далее пробы нефти использовались для исследования их плотности и кинематической вязкости. Для исследования плотности нефти применялся лабораторный плотномер компании Mettler DE-40 при температуре 20 С. Плотномер DE 40 позволяет определять плотность газов, жидкостей и растворов по колебаниям измерительной трубки. Для измерения требуется незначительное количество вещества (1.2 мл), при этом прибор с помощью встроенного терморегулятора поддерживает температуру исследуемого вещества на заданном уровне, рассчитывает концентрацию раствора по введенным данным измерений стандартных растворов. Кинематическую вязкость используемых в исследованиях моделей нефти определяли при необходимых температурных режимах в интервале 20...80 С на автоматическом капиллярном анализаторе вязкости HVM 472 компании Walter Herzog GmbH. Данная система позволяет измерять кинематическую вязкость жидкостей в диапазоне 0...5000сСт. По данным кинематической вязкости и плотности нефти производился расчет ее динамической вязкости. Далее пробы ВВН использовались для проведения реологических и фильтрационных исследований. Коэффициент восстановления вязкости (Квв) образца нефти после воздействия технологией ПИВ определяли по следующей формуле:где Квв коэффициент восстановления вязкости нефти, %;
Mi - эффективная вязкость образца нефти до обработки ПИВ, мПа с; М2 - эффективная вязкость образца нефти после обработки ПИВ, мПа с.
При этом, изучение восстановления вязкости нефти до исходного значения проводилось через промежутки времени 10...30 дней после воздействия.
Для изготовления стенда использована емкость объемом 50 дм3; труба с внутренним диаметром не 110 мм и высотой около 100 мм для имитации зумпфа скважины. С целью обеспечения устойчивости емкости, участок между внутренней стенкой емкости и наружной стенкой трубы заливается цементным раствором. В изготовленный стенд заливается модель нефти для проведения воздействия технологией ПИВ. На первом этапе исследований обработана ПИВ дегазированная нефть из залежей верхнего карбона Республика Татарстан (в пластовых условиях средняя вязкость составляет 40,9 мПа с, средняя плотность - 874 кг/м3). На втором - Усинская нефть Республики Коми (в пластовых условиях средняя вязкость составляет 710 мПа с, средняя плотность - 934 кг/м3).
ВВН представляют собой системы с неньютоновским характером течения. Вязкость в таких системах зависит от напряжения сдвига и является функцией скорости сдвига. Реологические исследования ВВН до и после воздействия технологией ПИВ проводили на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn4.1 компании Messgerate Medingen GmbH (рис. 2.3) в температурном диапазоне 10...80 С и при скоростях сдвига до 1000 с"1. Управляемый персональным компьютером вискозиметр позволял записывать и обрабатывать получаемые данные с помощью прилагаемой к прибору программы «RHEOTEST» [1.60].
Ротационный вискозиметр позволяет проводить измерения при регулируемом напряжении сдвига (CS - Controlled Stress) и скорости сдвига (CR - Controlled Rate) при температуре от -30 до +200 С и вязкости жидкости в интервале 3... 100000 мПа с. Применяемая модель вискозиметра позволяет проводить изучение жидкостей в колебательном режиме. При колебательных измерениях задается напряжение сдвига как гармоническое колебание и измеряется в результате возникающая деформация. Перед изучением тиксотропных и вязкоупругих свойств ВВН, используется режим измерения при постоянных колебаниях (измерения при постоянной амплитуде и частоте). Данный вид исследований позволяет измерять вязкоупругие свойства как функции времени. Постоянство значений вязкоупругих свойств при заданной температуре позволяет сделать вывод о готовности системы для проведения исследований.
Фильтрационные исследования
Для обработки образцов продуктивного пласта технологией ПИВ изготовлен экспериментальный стенд (см. раздел 2.2.5 (рис.2.5)). В кернодержатель устанавливается керн, опускается источник ПИВ, заливается в емкость модель пластовой жидкости; затем опускался источник плазменно импульсного воздействия и проводилась последовательная обработка каждого образца. Обработка проводилась в несколько этапов. На каждом этапе образец обрабатывался технологией плазменно-импульсного воздействия в количестве 20 импульсов. Образец керна до и после обработки исследовался на установке FDES - 645 с целью изучения изменения фильтрационных свойств от технологии ПИВ.
В качестве моделей пластовой жидкости на начальной стадии фильтрационных исследований использованы дизельное топливо и нефть Ромашкинского месторождения. С помощью плотномера DE-40 получены значения плотности моделей пластовой жидкости для проведения фильтрационных исследований на установке FDES-645. Результаты исследований представлены в таблице 3.3.
С помощью вискозиметра Herzog-HVM 472 получены значения кинематической вязкости для последующей оценки значений динамической вязкости моделей пластовой жидкости табл. 3.4.
Работа на установке FDES-645 проводилась в два этапа по типу модели пластовой жидкости (дизельное топливо, нефть). Кроме этого для каждого образца керна исследование разбивалось также на два этапа (до и после обработки технологией плазменно-импульсного воздействия). Каждый образец отдельно устанавливался в кернодержатель установки FDES-645, а модель пластовой жидкости для фильтрации заливалась в цилиндр. После этого проводились исследования при термобарических пластовых условиях. Основной задачей при работе на установке являлся контроль режима восстановления градиента давления, которое показывает стабилизацию фильтрации через образец керна. После стабилизации фильтрации на одном режиме расхода, задавался следующий режим на 1 мл/мин больше предыдущего. Эксперименты проводились на режимах расхода от 1 мл/мин до 8 мл/мин (включительно). Результаты исследований фильтрации дизельной топливо в качестве модели пластовой жидкости через образец керна при технологии ПИВ представлены на рис.3.16, Как видно из рисунка 3.16, при фильтрации дизельного топлива после обработки керна технологией ПИВ снижается градиент давления и возрастает подвижность дизельного топлива в ПЗП. Отметим, что с увеличением количества импульсов обработки модели продуктивного пласта эффект от ПИВ возрастает. При достижении 40 импульсов подвижность дизельного топлива увеличилась на 25...35 %.
Данные исследования проведены аналогично первой части данного раздела при фильтрации нефти Ромашкинского месторождения (горизонт D}), результаты представлены на рис.3.17. Результаты данного этапа экспериментальных работ согласуются с исследованиями фильтрации дизельного топлива при ПИВ.
При фильтрации нефти Ромашкинского месторождения после обработки керна технологией ПИВ снижается градиент давления и возрастает подвижность нефти Ромашкинского месторождения в ПЗП. С увеличением количества импульсов обработки модели продуктивного пласта эффект от воздействия возрастает. При достижении 40 импульсов подвижность нефти Ромашкинского месторождения возросла на 27.. .38%.
Результаты исследований фильтрации моделей пластовой жидкости при технологии ПИВ на установке FDES-645 показали положительные результаты. Отметим, что исследования при фильтрации пластовой воды при ПИВ показали аналогичную закономерность увеличения проницаемости с ростом количества импульсов. Однако при малых градиентах давления фильтрации пластовой воды выявлено возрастания фильтрационного сопротивления в образцах керна после ПИВ. Для установления особенностей влияния технологии ПИВ на продуктивный пласт проведены исследования капиллярные исследования образцов керна до и после обработки (см. раздел 3.3).
Исходя из выше сказанного, проведены фильтрационные исследования ВВН при обработки ПИВ. В следующей части данного раздела текущей главы представлены результаты фильтрационных исследований нефтей, обладающих тиксотропными и вязкоупругими свойствами (см. раздел 3.1).
Фильтрационные исследования ВВН представлены во многих трудах [7, 35, 76, 78, 118]. В работах отмечается существенное влияния проявления неньтоновских (аномальных) свойств нефти на процесс фильтрации. Отмечают, значительное влияние данных характеристик ВВН на показатели разработки и эксплуатации месторождений. Важнейшим гидродинамическим параметром фильтрации ВВН является подвижность нефти и ее изменение при различных методах воздействия на продуктивный пласт. Значительный интерес представляет фильтрация ВВН при плазменно-импульсном воздействии. Многочисленными исследованиями [35, 76, 78] установлено, что ВВН проявляют аномалии вязкости при малых напряжениях сдвига, а также нарушением закона Дарси при фильтрации в пористой среде. Перечисленные эффекты отмечены при проведении экспериментальных исследованиях,
Комплексная технология интенсификации добычи на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти
С целью интенсификации добычи на месторождениях с ТЗН разработана комплексная технология, совмещающая ПИВ и способ обработки призабойной зоны с использованием раствора щелочи и кислотного состава. На способ обработки призабойной зоны пласта с использованием раствора щелочи и кислотного состава получен патент РФ на изобретение [101]. Идея данного способа включает закачку в пласт раствора гидроксида щелочного металла, раствора соляной кислоты и освоения скважины. При этом после закачки в пласт раствора гидроксида щелочного металла производят снижение давления в скважине для выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта и скважины. Причем к раствору соляной кислоты добавляют оксиэтилендифосфоновую кислоту в количестве 0,05 мае. % или тетра натриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон «В») в количестве 0,01 % мае, или ортофосфорную кислоту в количестве 1,5 мае. %. Данное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта.
Известны множество способов обработки призабойной зоны пласта с помощью кислот (соляной, азотной, фосфорной, плавиковой) или их смесей [120]. Недостатком этих способов является, во-первых, способность образования сильных трудноудалимых кольматантов - коллоидных и твердых продуктов реакций, в частности гидрогеля кремнекислоты и фторидов кальция, железа и др., а во-вторых, химическое разрушение герметизирующего цементного камня, обычно приводящее к заколонным перетокам жидкостей и газов.
Техническим результатом предложенного способа является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта путем предотвращения осадкообразования продуктов реакции раствора соляной кислоты с породой призабойной зоны пласта. Данный результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий закачку в пласт раствора гидроксида щелочного металла, раствора соляной кислоты и освоение скважины. Эффективность в предлагаемом способе достигается тем, что использование добавок (оксиэтилендифосфоновая кислота или тетра натриевой соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, или ортофосфорная кислота) к раствору соляной кислоты позволяет предотвращать осадкообразование продуктов реакции с породой призабойной зоны пласта.
При этом снижение давления в скважине после обработки призабойной зоны пласта гидроксидом щелочного металла, позволит декольматировать призабойную зону пласта. Предлагаемые добавки доступны и широко используются в легкой промышленности. Предложенные добавки отличаются своей химической активностью.
Положительным свойством щелочей является омыление ими жирных кислот содержащихся в нефти, вследствие чего вязкость нефти снижается, и гидрофилизация породы-коллектора. В качестве щелочи наиболее целесообразно применение гидроксида натрия (каустической соды, едкого натрия), который хорошо растворяется в воде (максимальная концентрация при 20 С - 50 %, при 80 С - 70 %), будучи сильным электролитом, легко диффундирует и имеет максимальную активность по отношению к минералам кремнезема и силикатам при температурах 75...80 С.
Объемы растворов определяют по обычной методике, исходя из выбранного условного радиуса обработок призабойной зоны эффективной мощности пласта и пористости коллектора, а концентрацию рабочего щелочного раствора - из количества щелочерастворимых минералов цемента коллектора. Концентрации кислотных растворов не рассчитываются, так как они, по результатам лабораторных экспериментов, оптимизированы, с точки зрения содержания растворенных веществ в продуктах реакции. С целью более дальнего проникновения раствора кислоты в продуктивный пласт и наиболее полного выноса продуктов реакции данный способ оптимизирован путем совместного использования технологии ПИВ [100]. Эффективность технологии ПИВ по улучшению фильтрационных свойств продуктивного пласта исследована в главе 3. Особенно актуально применение данной технологии на месторождениях с ТЗН. Положительные результаты по ее внедрению достигнуты на ряде месторождений России и мира [66, 69, 86]. Рассмотрим последовательность обработки ПЗП комплексной технологией.
Технологический процесс выполнения операции обработки ПЗП данной комплексной технологией заключается в следующем: остановка скважины (глушение); очистка ПЗП скважины обратной промывкой; закачивание нагретого водного раствора щелочи; продавливание раствора щелочи в ПЗП продавочной жидкостью (пластовая вода); снижение уровня, удаление продуктов реакции и избыточной щелочи; подъем колонны НКТ и очистка ПЗП скважины желонкой на геофизическом кабеле; спуск источника ПИВ на геофизическом кабеле и закачивание кислотного раствора; проведение обработки ПИВ с одновременным продавливанием раствора кислоты; спуск колонны НКТ, снижение давление в ПЗП для выноса продуктов реакции; очистка ПЗП скважины обратной промывкой; пуск скважины в работу, осуществление контроля за выходом продуктов реакции и степени очистки по значению рН. Продолжительность проведения обработки составляет около без учета спуска-подъемных операций 12...24 часов. Сократить время обработки возможно при использовании колтюбинговой установки для закачки растворов щелочи и кислоты в ПЗП обрабатываемой скважины.
Данную технологию принято называть ТЩКОПЗ+ПИВ(т.е. термощелочно-кислотная обработка призабойной зоны пласта с плазменно-импульсным воздействием). Схема обработки ПЗП добывающей скважины с использованием комплексной технологии на месторождении с ТЗН приведена на рисунке 4.1.
