Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Особенности геологического строения и разработки залежей высоковязких нефтей, приуроченных к коллекторам трещинно-порового типа 8
1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового типа 8
1.2 Обзор опыта разработки залежей высоковязкой нефти 12
1.3 Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам 25
ГЛАВА 2 Разработка и обоснование применения реагента-растворителя для обработки призабойной зоны пластов, содержащих высоковязкие нефти 32
2.1 Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием растворителей 32
2.2 Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой нефти 35
ГЛАВА 3 Исследование реологических свойств высоковязких нефтей месторождений волго-уральской нефтегазоносной провинции с целью обоснования методов повышения нефтеотдачи 43
3.1 Исследование реологических свойств высоковязких нефтей месторождений Самарской области 43
3.2 Лабораторные исследования использования реагента-растворителя для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти 60
3.3 Лабораторные исследования процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти водой и разработанным реагентом в трещинно-поровом карбонатном коллекторе 64
3.4 Изучение влияния реагента-растворителя на структурные особенности формирования частиц АСПВ в образце высоковязкой нефти путем проведения PVT-исследований 77
3.5 Изучение влияния разработанного реагента-растворителя на упругую и вязкую
компоненты вязкости аномальной нефти 83
ГЛАВА 4 Комплексная технология обработки призабойной зоны пласта с применением реагента-растворителя и циклической закачки пара 89
4.1 Технология добычи высоковязкой нефти путем циклической закачки пара в добывающие скважины 89
4.2 Разработка комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами 91
Заключение 96
Список сокращений и условных обозначений 98
Список литературы 99
- Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам
- Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой нефти
- Лабораторные исследования процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти водой и разработанным реагентом в трещинно-поровом карбонатном коллекторе
- Технология добычи высоковязкой нефти путем циклической закачки пара в добывающие скважины
Введение к работе
Актуальность диссертационной работы
Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН),
приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и, как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации.
При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, А.А. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, Р.С. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа.
Идея диссертационной работы
Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентом-растворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов.
Задачи исследований
-
Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей.
-
Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических
свойств нефтей исследуемых месторождений.
-
Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагент-растворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей.
-
Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром.
Методы исследований
При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, PVT, микроскопические и др.).
Научная новизна работы
-
Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц.
-
Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства.
Защищаемые научные положения
1. Установленные температурные зависимости изменения
тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о
формировании и разрушении высокомолекулярных
пространственных структур кристаллизационного и коагуляционно-
кристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости
при низких температурах, что вместе со сложным строением
трещинно-поровых коллекторов предопределяет необходимость
применения комплексной технологии воздействия на призабойную
зону пласта с использованием разработанного реагента-
растворителя и циклической закачки пара.
2. Применение разработанного реагента-растворителя на
основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической
закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические
параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность
скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты
вязкости аномальных нефтей путем диспергирования сложных
высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами,
смолами и парафинами.
Достоверность научных положений, выводов и
рекомендаций подтверждена теоретическими и
экспериментальными исследованиями с использованием комплекса
современного лабораторного оборудования компаний Vinci
Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов.
Практическое значение работы
-
Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещинно-порового типа, содержащих высоковязкие нефти.
-
Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах.
-
Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Основные положения, результаты теоретических и
экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы
докладывались на 7 международных и региональных научно-
практических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной
научно-технической конференции «Проблемы разработки и
эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких
нефтей» (г. Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической
конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и
воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложннных условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE
Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России.
Структура и объм диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 134 наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков.
Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам
Как показывает опыт разработки многих месторождений нефти и газа, в том числе залежей ВВН и ПБ, в продуктивных пластах, представленных как терригенными, так и карбонатными коллекторами существуют разнообразные системы трещин [62,63]. В таких сложных трещинных, трещинно-поровых, трещинно-кавернозно-поровых коллекторах трещины являются основными каналами и путями фильтрации пластовых флюидов. Однако следует отметить, что основная доля запасов сосредоточена, как правило, в низкопроницаемой матрице, в связи с чем возникают значительные трудности при вытеснении нефти из матрицы. Для трещиноватых коллекторов характерны очень быстрые прорывы закачиваемого вытесняющего агента от нагнетательной к добывающей скважинам. Такие «кинжальные» прорывы воды и пара приводят к снижению охвата пласта воздействием [74,75,112,116,130]. В трещинах наблюдается 100% нефтенасыщенность и поэтому достигается достаточно высокий коэффициент вытеснения нефти водой на образцах керна, однако при этом проникновение вытесняющего агента в матрицу бывает очень затруднительным.
Основной проблемой, возникающей в процессе разработки залежей ВВН и ПБ в таких сложных коллекторах является максимальное снижение соотношения вязкости нефти и пластовой воды или закачиваемого агента. В какой-то мере этому способствует воздействие на призабойную зону паром или горячей водой, а также добавление к закачиваемой воде термостойких полимеров или других загустителей. Существует ряд потокоотклоняющих технологий, связанных с применением термостойких гелеобразующих составов [55,56,103], которые можно использовать в трещинно-поровых коллекторах. Сходные процессы происходят при закачке растворителей, которые «промывают» себе путь от нагнетательной к добывающей скважинам. Поиск образующихся в пласте высокопроницаемых каналов фильтрации производится при помощи специальных исследований с закачкой специальных жидкостей-маркеров.
В Самарской области проводилось большое количество трассерных исследований с целью выявления высокопроницаемых каналов фильтрации, например, на Ново-Киевском нефтяном месторождении [72]. После определения таких каналов необходимо применять различные потокоотклоняющие технологии. Подтверждением наличия сети трещин в продуктивном пласте может являться и ряд несоответствий при определении проницаемости по данным, полученным при снятии КВД и КВУ в скважинах и полученным в ходе лабораторных исследований керна с месторождений Самарской области и других регионов страны, что подтверждает наличие трещин в терригенных и карбонатных пластах.
На сегодняшний день имеется немало подтверждений теории блокового строения залежей нефти и газа. Упоминание об эффективности использования природной системы трещин для размещения добывающих скважин были описаны еще в 1940х годах инженерами Ярегской нефтяной шахты. Еще в 1943 году проведенный анализ работы скважин нефтешахты №1 показал, что на долю высокодебитных скважин, составляющих около 5% от общего фонда приходится более 34% объема добычи нефти, в то время как остальные 95% фонда скважин дали только 64% от добытой нефти (Ф.В. Поливанный, 1943). Это позволило подсчитать, что одна высокодебитная скважина, пробуренная в трещины, в среднем дает в 10 раз больше нефти, чем обычная скважина. Проведенные исследования позволили геологам нефтешахты №1 впервые разработать и внедрить в практику наиболее оптимальную систему бурения подземных скважин на базе «Метода структурного анализа». Благодаря этому методу стало возможным не только предугадывать высокодебитные скважины, но и производить целенаправленное бурение на пересечение тектонических трещин, с целью увеличения отборов и повышения нефтеотдачи [62,63].
О блочном строении коллекторов все чаще пишут различные исследователи, специалисты в области добычи нефти и газа [63,84,102], многими из которых для моделирования трещиноватости продуктивных пород, предлагаются модели основанные на теории фракталов [62,64,102,106,129]. При этом предполагается, что трещиноватые коллектора стоит рассматривать как совокупность блоков различного размера, разделенных трещинами, которые подчиняются определенной закономерности в их распределении. Блоки разделяются трещинами, образуя блоки меньшего масштаба, в свою очередь эти блоки снова делятся на блоки меньшего размера и т.д., формируя определенную иерархию и самоподобие в строении коллекторов. Понимание структуры данной системы, ее разномасштабных трещин, а также их свойств, поможет правильно разместить добывающие и нагнетательные скважины и повысить эффективность добычи углеводородов из пласта. В настоящее время широко используются современные технологии 3D сейсморазведки, которые помогают установить зоны с аномальной трещиноватостью и расположить скважины именно в этих зонах, которые в США получили название «sweet spots» [125,126,131]. Наращивание добычи сланцевой нефти и газа в США, а также других нетрадиционных источников углеводородов изменили подход к разработке залежей нефти и газа, который связан с поиском лучших участков для бурения добывающих скважин. Для наиболее эффективного дренирования продуктивного пласта системой горизонтальных скважин могут быть применены последующие многостадийные гидроразрывы, улучшающие проницаемость и сообщаемость скважин с природными трещинами. На рисунке 1.6 представлен пример мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта.
О блочном строении залежей нефти и газа, а также о наличии системы трещин, говорят также наблюдения, проведенные на обнажениях горных пород в местах выхода продуктивных коллекторов на поверхность. При изучении на микроуровне трещиноватость и блоковое строение породы-коллектора достаточно тяжело обнаружить. Например, автором работы были проведены исследования кернового материала Печерского месторождения природного битума при помощи рентгеновской томографии. Результаты исследований показали практически полное отсутствие крупных трещин на микроуровне, однако при исследованиях на поверхности горных выработок было обнаружено достаточное количество крупных трещин, из которых сочились ВВН и ПБ. Результаты исследования карбонатных пород Печерского месторождения с использованием рентгеновской томографии представлены на рисунке 1.7.
Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой нефти
Значительное количество промышленно выпускаемых реагентов растворителей обладает различными физико-химическими свойствами. В качестве растворителей при разработке нефтяных месторождений могут использоваться углеводородные газы (пропан), применяемые в способе добычи высоковязкой нефти и природного битума по технологии VAPEX и RASD-VAPEX [122], а также углекислый газ и различные жидкие нефтяные растворители.
Нефтяной растворитель (НЕФРАС) – общее название для жидкостей, являющихся продуктом перегонки нефти. Согласно ГОСТ 26377-84 в зависимости от углеводородного состава растворителя, исходного сырья и технологии получения нефтяные растворители (НЕФРАСы) подразделяют на следующие группы, представленные в таблице 2.1: Применение растворителей при добыче высоковязкой нефти имеет немало преимуществ: это высокий коэффициент нефтеизвлечения, экологичность (по сравнению с процессами добычи нефти с использованием пара), снижение вязкости и напряжения сдвига высоковязкой нефти, изменение ее тиксотропных свойств (Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2 80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения. Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2013. Т. 1. № -1. с. 127-130). Кроме того, растворители также широко применяются для борьбы с выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в скважинном оборудовании.
Согласно электронному ресурсу (www.neftepro.ru/publ/18-1-0-49) существует ряд критериев для оценки эффективности действия нефтяных растворителей:
1. Изученность реагента;
2. Влияние реагента на конечную продукцию;
3. Экологичность реагента;
4. Эффективность действия;
5. Технологические свойства;
6. Затраты на использование.
У выпускаемых в настоящее время в промышленном масштабе нефтяных растворителей, как правило, очень низкая вязкость. Например измеренная при 20С вязкость растворителя НЕФРАС А-130/150 составляет всего 0,8 мПас, что меньше вязкости дистиллированной воды при той же температуре.
Существует ряд технологий добычи высоковязкой нефти с циклической закачкой растворителя в пласт, с последующим выдерживанием скважины для пропитки. Применение таких технологий характеризуются достаточно высокой эффективностью на относительно однородных пластах песчаников, однако в карбонатном трещинно-поровом коллекторе результативность применения растворителя может снижаться из-за его прорыва по высокопроницаемым каналам и трещинам. Выпускаемые в настоящее время в промышленном масштабе растворители типа НЕФРАС 80/120, 50/170 и др. содержат в своем составе не более 1,5% ароматических углеводородов, что приводит к осаждению асфальтенов при их применении на месторождениях ВВН и ПБ. Существует также ряд растворителей с большой долей ароматических углеводородов в их составе, например НЕФРАС А-130/150 содержит в своем составе до 70-80% ксилола и этилбензолов, успешно растворяющих смолы и асфальтены. Поэтому при подборе растворителя необходимо учитывать не только углеводородный, но и компонентный состав высоковязкой нефти. В соответствии с имеющимися данными разработки месторождений ВВН и ПБ с высоким содержанием асфальтенов и смол, реагент растворитель должен эффективно растворять и диспергировать асфальтены, содержать в своем составе необходимое количество ароматических углеводородов и иметь высокую вязкость, чтобы предотвратить его прорывы по трещинам и другим высокопроницаемым каналам. Для предотвращения негативных эффектов в сложных трещинно-поровых коллекторах, связанных с низкой вязкостью выпускаемых реагентов растворителей, необходима разработка реагента-растворителя, содержащего ароматические углеводороды, с повышенной или высокой вязкостью. Таким требованиям удовлетворяет разработанный автором данной работы в Горном университете специальный реагент-растворитель, в составе которого присутствуют ароматические углеводороды (ксилол в концентрации 3% масс.) и жирные кислоты. Исследования, проведенные на капиллярном вискозиметре Herzog в лаборатории «Повышения нефтеотдачи», показали, что даже при высоких температурах 60 - 90С разработанный в Горном университете реагент-растворитель сохраняет достаточно высокую кинематическую вязкость около 10 см2/с. Результаты исследования приведены на рисунке 2.1. Из приведенного на рисунке 2.1 графика видно, что при 20С вязкость разработанного реагента-растворителя составляет 67 см2/с. Таким образом, применение разработанного реагента-растворителя будет более эффективным для закачки его в трещинно-поровые пласты с относительно невысокой температурой (20 - 40С), что характерно, например, для многих месторождений ВВН Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Также были проведены исследования взаимодействия реагента растворителя с дистиллированной, пресной и соленой водой. Для этого использовалась высокоскоростная мешалка с частотой вращения 800 об/мин. Реагент-растворитель добавлялся в различных концентрациях к дистиллированной, пресной и соленой воде, далее в течение 1 часа происходило активное перемешивание, после чего пробы при 20С оставляли в покое. В течение короткого времени (1 минута и менее) реагент-растворитель и вода разделялись полностью. В пробах с соленой водой (минерализацией 270 г/л) отмечалось возникновение слабой пены, которая достаточно быстро исчезала. Таким образом, реагент-растворитель не образует эмульсий с дистиллированной, пресной и соленой водами.
Лабораторные исследования процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти водой и разработанным реагентом в трещинно-поровом карбонатном коллекторе
Для установления степени влияния реагента-растворителя на эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти был проведен ряд экспериментальных фильтрационных исследований на установке AutoFlood 700 производства французской компании Vinci Technologies с использованием дополнительного оборудования и специальных приспособлений. При проведении лабораторных исследований использовалось высокоточное оборудование лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета. Это автоматизированный прибор для измерения пористости, порового объема и проницаемости по газу АР-608 (Coretest Systems Corporation), плотномер DE 40 (Mettler Toledo), сатуратор MS-535(Coretest Systems Corporation), центрифуга лабораторная ОПН-8 (ОАО ТНК «Дастан»), фильтрационная установка Auto Flood 700 (Vinci Technologies), вискозиметр Rheotest RN 4.1 и др. Образцы керна были насыщены пластовой минерализованной водой, далее на центрифуге водонасыщенность была снижена до величины, соответствующей водонасыщенности пласта. Затем образцы насыщались высоковязкой нефтью.
Свойства нефти Боровского месторождения, использованной в процессе фильтрационных исследований были описаны ранее в разделе 3.1.
При проведении лабораторных фильтрационных экспериментов использовались образцы естественного керна, отобранные из карбонатного пласта D0, представленного органогенными известняками.
Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение лабораторных фильтрационных исследований были выполнены в соответствии со следующими нормативными документами: ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением» (определение мин. и объемной плотности)» и ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».
Анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) образцов керна проводился с использованием автоматизированного прибора (рисунок 3.12) для измерения пористости, порового объема и проницаемости по газу АР-608 (Coretest Systems Corporation). Данная установка позволяет проводить измерения проницаемости и открытой пористости в автоматическом режиме, согласно настройкам и параметрам, заданным оператором. Данные автоматически записываются на жесткий диск компьютера.
Для проведения фильтрационного эксперимента с учетом неоднородности продуктивных пород были выбраны 2 керна № S-1 и № S-2, представленные органогенными известняками, что позволило сформировать составную модель для эксперимента. Таким образом, общая длина составной модели керна составила 14,75 см, что соответствует требованиям ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» по минимально допустимой длине керна, используемого в фильтрационных исследованиях, с целью недопущения образования «концевых эффектов», которые могут приводить к получению некорректных результатов в процессе обработки полученных данных.
Термобарические условия проведения лабораторных фильтрационных экспериментов выбирались исходя из максимальной глубины залегания и составили: пластовое давление 170 атм, температура 20С. Приготовление модели пластовой воды, используемой для насыщения кернов и фильтрации, производилось путем растворения в дистиллированной воде следующих солей: NaCl, MgCl2, KCl, CaCl2 путем доведения общей минерализации до 271 г/л. Плотность минерализованной воды при 20С составила 1,1677 г/см3.
Автоматизированный прибор для измерения пористости, порового объема и проницаемости по газу АР-608 (Coretest Systems Corporation).
Плотность нефти и воды замерялась с использованием плотномера DE 40 (Mettler Toledo), который показан на рисунке 3.13. Насыщение исследуемых образцов естественного керна приготовленной моделью пластовой воды производилось с использованием вакуумного насоса и ручного сатуратора (рисунок 3.14) согласно ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением». С целью оценки степени насыщения образцов керна водой производилось их предварительное высушивание при 85С в течение 24 часов и последующее взвешивание.
После формирования в образцах керна 100%-ой водонасыщенности производилось моделирование остаточной (связанной) водонасыщенности исследуемых образцов керна с использованием центрифуги ОПН-8, позволяющей развивать частоту вращения от 1000 до 8000 об/мин. Затем исследуемые образцы керна составлялись в заданной последовательности и помещались в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700, где воссоздавалось горное и пластовое давления и проводилось насыщение образцов керна высоковязкой нефтью. Замеренная абсолютная проницаемость кернов составила 0,425 мкм2.
Возможности используемой измерительной аппаратуры также позволяют определять эффективную проницаемость по нефти в экспериментах для определения фазовой проницаемости в системе вода/нефть, а также остаточную нефтенасыщенность в экспериментах по вытеснению нефти водой и эффективную проницаемость воды, расположенной позади фронта вытесннеия. Полученные результаты в совокупности с данными о проницаемости, пористости и пьезопроводности используются для описания основных гидродинамических характеристик продуктивных пластов.
Используемая установка также помогает решать некоторые задачи, для обоснования методов повышения нефтеотдачи пластов и технологий интенсификации добычи нефти. Исследование образцов керна на установке AutoFlood 700 позволяет определять коэффициент вытеснения нефти из керна при нагнетании различных вытесняющих составов. Точное регулирование расхода вытесняющего состава из насосного блока (шприцевые высокоточные насосы) возможно за счет передачи сигнала с компьютера, либо через специальный интерфейс, использующий встроенные в насосные блоки планшетные компьютеры.
Поровое давление и давление обжима могут задаваться вплоть до значения в 69 МПа (10`000 psi). Температура во время эксперимента может достигать 150С за счет циркуляции и нагрева воздуха. Для нагрева системы используется вентилятор принудительной подачи воздуха и обогреватель. Погрешность поддерживания температуры в термошкафу составляет ± 0,5 С. Температуру в нем контролирует термопара типа J и цифровой терморегулятор с распределяющим полупроводниковым реле.
Технология добычи высоковязкой нефти путем циклической закачки пара в добывающие скважины
Технология циклической закачки пара в призабойную зону пласта с последующим отбором разогретой высоковязкой нефти является достаточно эффективной. На эту тему написано большое количество работ, в которых приводятся примеры успешного применения данной технологии, а также примеры технологических расчетов [5,6,8]. Данная технология применяется как на ряде месторождений России, так и за рубежом, например, в Канаде и США, где она известна как процесс CSS (cyclic steam stimulation) или «huff and puff».
Технология реализуется следующим образом: в скважину, вскрывшую пласт, содержащий высоковязкую нефть, в течение нескольких суток закачивается пар, затем скважину закрывают и выдерживают некоторое время (от 1 суток до нескольких суток), а после этого скважину открывают и происходит добыча нефти.
Основными преимуществами данного метода добычи являются:
1) Уменьшение фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта за счет разогрева высоковязкой нефти;
2) Снижение вязкости аномальной нефти и увеличение ее подвижности;
3) Изменение смачиваемости породы-коллектора;
4) Изменение фазовой проницаемости по нефти;
5) За счет малой вязкости пар может проникать в мелкие поры коллектора;
6) При выдерживании скважины для пропитки проявляющиеся капиллярные эффекты помогают извлекать больше нефти.
7) Добыча данным способом не требует технически сложного оборудования и больших затрат на постоянную закачку пара.
8) Объемы добываемой нефти намного больше, чем при обычной добыче без применения циклической закачки пара.
Основными недостатками данного метода являются:
1) Процесс может быть экономически эффективен лишь в течение нескольких первых циклов (обычно 3-5), во всех последующих циклах доля нефти в добываемой жидкости значительно уменьшается.
2) Необходимость многократного повторения циклов закачки пара, выдерживания и добычи;
3) Использование данного способа при добыче ВВН и ПБ в трещинно-поровых коллекторах приводит к быстрым прорывам пара по трещинам и неравномерному прогреву призабойной зоны пласта;
4) После снижения температуры в прибойной зоне пласта вязкость нефти значительно увеличивается, кроме того при остывании нефти возможно образование отложений АСПВ, вызванное коагулированием частиц асфальтенов, смол и парафинов.
Существует большое количество методик расчета по циклической закачке пара в пласт, например, метод Боберга и Ланца (Boberg T. C. Calculation of the production rate of a thermally stimulated well //Journal of Petroleum Technology. 1966. Т. 18. №. 12. с. 1613-1623) и др. Многие вопросы, связанные с циклической закачкой пара в скважину, рассматриваются в работах [5,6,8].
Длительность циклов закачки пара, выдерживания скважины и последующей добычи может быть разной. В зависимости от геологического строения залежи, нефтенасыщенной толщины и других параметров пласта и высоковязкой нефти закачка пара может вестись как несколько дней, так и более одной недели. Время выдерживания скважины на пропитку также может составлять от нескольких дней до недели [5,6,8].
Из опыта разработки многих месторождений известно, что циклическая закачка пара в трещинно-поровых коллекторах может осложняться быстрыми прорывами пара по трещинам, а также резким увеличением вязкости нефти по мере ее остывания, активным процессом дегазирования нефти в призабойной зоне пласта и др.
Для того, чтобы снизить влияние этих факторов в комплексе с пароциклической обработкой обычно используются различные физико химические способы. Комбинации пароциклической обработки с физико химическим методами позволяют значительно повысить эффективность обработок ПЗП на залежах ВВН в трещинно-поровых коллекторах.
Разработка комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами С целью повышения эффективности добычи высоковязкой нефти при помощи пароциклического воздействия на призабойную зону пласта в Горном университете был разработан реагент-растворитель на основе жирных кислот и ксилола (в массовой концентрации 3%). Пароциклическая обработка призабойной зоны пласта с использованием разработанного реагента-растворителя осуществляется следующим образом:
1) Проводится термогидравлический расчет по выбранной скважине-кандидату с целью определения необходимых темпов и параметров нагнетаемого пара.
2) Оценка качества цементажа скважины проводится путем использования различных скважинных методов. Это термометрия скважин (ОГЦ и ОЗЦ), акустическая (АКЦ) и радиометрическая гамма-гамма цементометрия (ГГЦ), гамма-гамма дефектометрия и толщинометрия (СГДТ), акустическое сканирование стенки колонны и цементного кольца (АК-сканирование).
3) Осуществляется подбор специального оборудования для закачки реагента-растворителя в скважину, а также парогенераторной установки, необходимой мощности и производительности.
4) Перед закачкой растворителя производится промывка скважины горячей нефтью. 5) Затем проводится спуск термостойкого пакера и термоизолированных НКТ на определенную глубину, при этом пакер устанавливается чуть выше верхних дыр интервала перфорации.
6) Производится закачка реагента-растворителя при помощи насосного агрегата (например, ЦА-320 или др.) из расчета не менее 1 м3 на 1 погонный метр перфорированного интервала. Реагент подвозят к скважине в специальных цистернах, например, АЦ-10.
7) После закачки расчетного объема растворителя подача его прекращается и приступают к его продавливанию в пласт путем закачки азота. Для этого используются специальные передвижные азотные станции, а при необходимости также и газбустерные установки, повышающие давление азота.
8) После закачки в пласт растворителя скважина выдерживается в течение 2 – 3 часов.
9) Затем к скважине подключают парогенератор и производят закачку пара в течение расчетного периода. Исходя из промысловой практики, рекомендуемый объем закачки пара в пласт должен быть не менее 10 тонн на 1 метр перфорированной толщины пласта, на некоторых месторождениях он достигает 30 – 40 тонн на 1 метр.
10) После закачки пара скважину закрывают и выдерживают для пропитки на срок не менее 3 суток. Иногда срок пропитки увеличивают до недели и более.
11) Далее производится открытие скважины и пуск ее в работу путем спуска газлифтной компоновки или винтового насоса. Иногда скважина начинает работать на фонтанном режиме.
