Содержание к диссертации
Введение
1 Причины ухудшения продуктивной характеристики скважин и способы ее восстановления
1.1 Причины ухудшения гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом
1.2 Влияние глушения скважины на состояние ПЗП 18
1.3 Кольматация призабойной зоны пласта в процессе первичного вскрытия и эксплуатации скважины
1.4 Влияние содержания глинистого материала пород на фильтрационную характеристику пласта
1.5 Причины ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик изза вследствие отложения асфальтено-смолопарафиновых образований
Выводы 33
2 Эффективность методов опз на месторождениях, НГДУ «Бавлынефть»
2.1 Метод термогазохимического воздействия 34
2.2 Термокислотные и термохимические воздействия 37
2.3 Обработка скважин растворителями 38
2.4 Обработка скважин растворами ПАВ 38
2.5 Эффективность химических методов ОПЗ в карбонатных коллекторах
2.6 Анализ эффективности комплексных методов повышения производительности скважин
2.6.1 Кислотно-имплозионное воздействие 47
2.6.2 Ударно-волновое воздействие скважинах, эксплуатирующих 49
отложения нижнего и среднего карбона
2.6.3 Акустико-химическое воздействие 50
2.6.4 Термобароимплозионное воздействие (ТБИМ) [32] 52
Выводы 55
3 Экспериментальные исследования по разработке технологий обработки скважин с применением РМД
3.1 Обоснование целесообразности обработки призабойной зоны обводненных малодебитных скважин с использованием РМД
3.2 Экспериментальные исследования адсорбционной способности реагента РМД и его активных компонентов в различных пористых средах
3.3 Исследование растворимости реагента ГФ, вязкости и межфазного 75
натяжения растворов при различных температурах
3.4 Исследование растворяющей способности новых марок 89
углеводородных композиций комплексного действия
Выводы 98
4 Исследование влияния многофункциональных гидрофобизирующих композиций химреагентов на процессы фильтрации и вытеснения нефти в пористой среде
4.1 Постановка задачи и обоснование методики исследований 100
4.2 Исследование влияния реагента - гидрофобизатора на 104
фильтрационные характеристики пористой среды
4.3 Исследование влияния реагента ГФ на фильтрационные свойства моделей пласта
4.3.1 Исследование влияния гидрофобизирующего реагента на фильтрацию нефти через модель однородного пласта
4.3.2 Исследование влияния гидрофобизирующего реагента на фильтрационные характеристики модели однородного пласта при прокачке воды
4.3.3 Исследование влияния гидрофобизирующего реагента на процесс 115
вытеснения нефти водой из послойно-неоднородного пласта
Выводы 125
5 Промысловый эксперимент по обработке пзп композицией многофункционального действия
5Л О критериях применения композиции РМД для обработки призабойной зоны скважин
5.2 Краткая характеристика продуктивных пластов нижнего карбона 131
Бавлинского и Сабанчинского месторождений, выбранных в качестве объектов для промысловых испытаний
5.3 Состав и свойства нефти, газа и воды на опытных участках 140
5.4 Методика промысловых исследований эффективности с применением РМД
5.5 Оценка эффективности применения РМД для комплексной 147
обработки ПЗП на месторождениях НГДУ «Бавлынефть»
Выводы 162
Основные результаты и выводы 164
Список использованных источников
- Влияние глушения скважины на состояние ПЗП
- Эффективность химических методов ОПЗ в карбонатных коллекторах
- Экспериментальные исследования адсорбционной способности реагента РМД и его активных компонентов в различных пористых средах
- Исследование влияния реагента ГФ на фильтрационные свойства моделей пласта
Введение к работе
Актуальность работы
Современный этап развития добычи нефти в России характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором, которого является существенное ухудшение структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. Это обусловлено вступлением большого числа месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности добываемой жидкости.
В этих условиях резервом поддержания добычи нефти является ввод в активную разработку так называемых малоэффективных залежей и интенсификация добычи остаточной нефти с использс? анием малодебитных скважин.
Ухудшение продуктивной характеристики добывающих скважин прежде всего связано с геолого-физическими особенностями пластов и пластовых флюидов, снижением фазовой проницаемости для нефти, ярко выраженной гидрофильностью поверхности поровых каналов, повышенной начальной водо-насыщенностью пород. Также причиной снижения продуктивности скважин является проникновение в призабойную зону пласта фильтрата буровых растворов и различных технологических жидкостей, отложение асфальто-смолопарафиновых образований и неорганических солей, кольматация поровых объемов и повышенное содержание глинистых составляющих пород.
В процессе разработки нефтяных месторождений выполняются значительные работы по восстановлению продуктивности скважин. Выбор способа воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) зависит прежде всего от типа коллектора, состава и свойств пластовых жидкостей, причины ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и других факторов.
В представленной работе разработаны и предложены новые способы обработки ПЗП, основанные на использовании композиций химических реагентов многофункционального действия (РМД), позволяющие гидрофобизировать поверхность породы, растворить асфальто-смолопарафиновые образования, уменьшить обводненность добываемой жидкости из скважин.
По результатам теоретических и экспериментальных исследований выбраны и обоснованы композиции ремреагентов многофункционального действия (РМД) и проведены опытные закачки в терригенные и карбонатные породы месторождений НГДУ «Бавлынефть». Промысловые испытания показали достаточно высокую эффективность применения РМД, выразившуюся в увеличении дебитов скважин и уменьшении обводненности добываемой жидкости.
Цель работы
Научное обоснование и разработка новых эффективных методов воздействия на призабойную зону пласта с использованием композиций химических реагентов многофункционального действия л^у^едач^^де^итов скважин и уменьшения обводненности добываемой Ж! [ДКОСВДБЛИОТЕК*
С.П«таайгагЛ4л <
11,1» *
Проведение промысловых экспериментов по уточнению оптимального состава РМД и основных технологических параметров обработки скважин в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений.
Основные задачи исследований
-
Анализ причин снижения продуктивности нефтеводонасыщенных коллекторов при первичном и вторичном вскрытии из-за нарушения гидротермодинамических факторов, таких как: кольматация порового пространства, изменение водонефтенасыщенности пород пласта, образование асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) и неорганических солей, изменение характера смачиваемости поверхности пор пласта и др.
-
Анализ эффективности методов восстановления и увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин на месторождениях, разрабаты- \ ваемых в различных геолого-физических и технологических условиях.
3. Обоснование целесообразности использования композиций химиче
ских реагентов комплексного действия для увеличения дебитов скважин при
ухудшении притока жидкости из-за повышенной водонасыщенности пород
ПЗП, образования АСПО, отложения минеральных солей, кольматации пор пу
тем гидрофобизации пласта.
-
Выбор оптимального состава композиций химических реагентов (растворителей, гидрофобизирующих добавок), обеспечивающих увеличение дебитов скважин и уменьшение обводненности добываемой продукции после обработки добывающей скважины.
-
Исследование влияния состава композиций химреагентов, входящих в РМД, на процессы гидрофобизации поверхности пор пласта и совместную фильтрацию воды и нефти.
-
Обоснование технологий и принципов выбора скважин для обработки с применением РМД, разработка рекомендаций по выбору технических средств для проведения технологических операций на скважинах в различных геолого-физических и технологических условиях.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путем теоретических, лабораторных и
промысловых исследований с использованием стандартных методов физико-
химических и фильтрационных методов анализа. Оценка результатов внедре
ния технологий обработки призабойных зон добывающих скважин проводилась
путем выполнения гидродинамических исследований и методов обработки і
данных с использованием современной вычислительной техники.
Научная новизна работы
-
Установлено, что наличие в составе растворителя фракции углеводоро- < дов алканового ряда обусловливает высокие водоизолирующие свойства композиций РМД. Присутствие ароматических углеводородов, производных бензола, обусловливает гидрофобизирующие свойства реагента.
-
По результатам экспериментальных исследований обоснован состав химических реагентов многофункционального действия, представляющий композиционную смесь растворителя и активной гидрофобизирующей основы, в качестве которых выбраны кубовые остатки дистилляции карбоновых кислот.
Показано, что рассматриваемая композиция обладает высокой адсорбционной и гидрофобизирующей способностью.
-
Экспериментально подтверждена возможность создания многофункциональных технологических жидкостей, позволяющих одновременно удалять из ПЗП отложения АСПО, механических загрязнений и изменять характер смачиваемости поверхности пор пласта, что обусловливает увеличение дебитов скважин и уменьшение содержания воды в добываемой жидкости.
-
Установлено, что РМД обладают гидрофобизирующими свойствами поверхности пористой среды. При обработке пористых сред, представленных образцами терригенных пластов, скорость впитывания нефти возрастает в 1,3-1,6 раза при снижении скорости впитывания воды по сравнению с необработанной пористой средой.
-
Показано, что РМД марок РМД -1-АБ и РМД -2-УН обладают растворяющей способностью по отношению к асфальто-смолопарафиновым образованиям, отобранным из скважин Бавлинского и Ромашкинского месторождений. При контакте этих отложений с реагентом РМД от 22,5 до 49,5 % массы этих образований переходит в растворенное состояние. Показано, что лучшим растворяющими свойствами обладают РМД, содержание активной основы в которых составляет 10-20 % масс.
-
Установлено, что обработка нефтеводонасыщенной пористой среды реагентом РМД обеспечивает ее гидрофобизацию и улучшение условий фильтрации для нефти за счет снижения остаточного фильтрационного сопротивления в среднем до 0,88.
Практическая значимость и реализация результатов работы
-
Установлено, что оптимальная массовая концентрация активной основы в растворителе используемой в РМД, обеспечивающая максимальное значение средней скорости впитывания нефти и минимальное при впитывании воды, составляет 10 %. Углеводородные композиции марок HC-1/F10 и HG-2/10 способствуют более эффективной гидрофобизации исследованных пористых сред и по температурным условиям пригодны к применению терригенных и карбонатных коллекторах.
-
Разработаны эффективные многофункциональные композиции химических реагентов, способствующие одновременному увеличению дебитов скважин, уменьшению обводненности добываемой жидкости, разрушению и удалению асфальто-смолопарафиновые отложениий.
-
Разработан и введен в действие РД-153-39-265-02 «Инструкция по применению реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности добывающих скважин в низкопроницаемых коллекторах».
-
На основе обобщения результатов лабораторных и промысловых исследований получен патент РФ № 2175716 на композицию химреагентов многофункционального действия (РМД) для обработки скважин.
-
Технология ОПЗ с использованием РМД рекомендуется для интенсификации добычи нефти в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Татнефть».
Апробация работы
Основное содержание работы докладывалось на научно-практической
конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и
практика их применения» (г. Казань, 5-8 сентября, 2001 г), Международной на
учно-практической конференции «Проблемы и перспективы применения со
временных геофизических технологий для повышения эффективности решения
задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых
(г. Октябрский, 2001), Всероссийском совещании по разработке нефтяных ме
сторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения неф- ,
теотдачи - основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (Аль
метьевск, 2000), научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатации газо
вых и газоконденсатных месторождений VI НІ У (2002-2005), технических \
Советах ОАО «Татнефть» (2001-2004 гг), обсуждалось на научно-практических
конференциях в ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2003, 2004), на техническом со
вете НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы, 2002-2005).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 6 статей и 4 патента РФ.
Структура и объем работы
Диссертация изложена на 174 страницах машинописного текста, состоит из введения, 5 разделов, основных выводов, списка литературы из 123 наименования, содержит 19 рис. и 37 таблиц.
Влияние глушения скважины на состояние ПЗП
Зона кольматации - это часть призабойной зоны пласта, в которой поры коллектора заполнены твердыми частицами. Как показывают результаты многочисленных исследований, выполненных различными авторами [2, 44, 45, 84, 88 и др.], в зоне кольматации нефтегазовых коллекторов присутствуют как механически задержанные в порах твердые частицы, так и частицы самой пористой среды. В связи с этим для повышения продуктивности скважин необходимо очистить (декольматировать) пористую среду. Декольматация необходима, во-первых, для разрушения агрегатов частиц, во-вторых, для освобождения задержанных частиц из пор-ловушек и, в третьих, для удаления частиц из пористой среды.
Для обоснования технологий декольматации необходимо выяснить, какие силы удерживают частицы кольматанта в коллекторе. Для решения этой задачи в работе [55] было использовано уравнение Козени-Кармана. Если допустить, что частицы в зоне кольматации сферические с радиусом г, то гидродинамическую силу, действующую на каждую частицу Fr, можно получить из выражения 10Ф Ff=6«MatV _;— = б7 ,Уфґ(Фс), (1-4) где \і - вязкость фильтрата бурового раствора; Фс - объемная доля частиц внутри зоны кольматации; Уф скорость фильтрации. Допускается, что выражение для Fr соответствует фильтрационной поверхности взаимодействия фильтрата с кольматантом.
В состоянии равновесия гидродинамическая сила должна быть уравновешена силами сцепления между частицами в зоне кольматации. Предполагая, что частицы кольматанта равномерно наслаиваются друг на друга на глубине X от внутренней поверхности взаимодействия фильтрата с кольматантом (Xs2na,-), получаем гидродинамическую силу FB(n), действующую на кольматант: Рв(п)=б7ТцагУфґ(Фс)п, (1.5) где n - число слоев кольматанта в сформированной зоне кольматации.
Как показали многочисленные исследования, в реальных пористых средах такие высокие скорости при фильтрации глинистых растворов не наблюдаются. По проведенным оценкам, кольматация околоскважинной зоны при проникновении промывочной жидкости в пласт такова, что реальные скорости фильтрации не способны оторвать частицы друг от друга в зоне кольматации и эффективная декольматация возможна лишь при искусственной интенсификации действия гидродинамических сил в этой зоне.
Основные представления о механизме кольматации сформировались на основе исследований фильтрации малоконцентрированных суспензий в задачах гидромеханики и мелиорации. Представления различных ученых о механизме кольматации в основном сводятся к двум точкам зрения. Согласно одной из них, кольматация обусловлена механическим закупориванием пор дисперсной средой под влиянием изменения физических свойств в зоне кольматации в зависимости от соотношения размеров частиц кольматанта и размеров пор. Исследуя фильтрацию малоконцентрированных суспензий через песок, А.Н. Патрашов установил, что изменение физических свойств в зоне кольматации происходит только в том случае, если средний диаметр пор составляет 5-6 средних диаметров частиц кольматанта.
Другой точки зрения на механизм кольматации придерживается Ю.Н. Шехтман. Согласно его представлениям, кольматация обусловлена механическим закупориванием и физико-химическим взаимодействием дисперсной фазы кольматанта с материалом пористой среды. При таком механизме кольматация происходит при сколь угодно малых размерах частиц дисперсной фазы в результате адсорбционного взаимодействия, коагуляции и структурирования глинистых частиц в порах коллектора. Эти представления о механизме кольматации базируются на экспериментальном изучении фильтрации малоконцентрированных суспензий при относительном постоянстве азмеров частиц кольматанта в условиях высокопроницаемых песков и рыхлых грунтов. Важным следствием этой схемы является вывод о том, что в любой момент времени в зоне кольматации частицы кольматанта могут находиться в двух различных состояниях: в виде кольматирующей среды, необратимо изменяющей физические свойства зоны кольматации, и в виде суспензии, свободно циркулирующей во внутрипоровом пространстве. При этом по мере затухания фильтрации все частицы кольматанта постепенно переходят в кольматирующую среду.
Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей по какой-либо причине.
Глинистые материалы содержатся в продуктивных пластах в виде цементирующего материала (базальний, поровый, пленочный, контактовый) между зернами материнской породы, а также в виде глинистых прослоев. Глинистые вещества полиминеральные, с преобладанием того или иного типа глинистых материалов.
Эффективность химических методов ОПЗ в карбонатных коллекторах
Технология АХВ предназначена для восстановления продуктивного старого фонда скважин, т.е. таких скважин, призабойная зона которых практически заблокирована в результате многократных глушений с использованием жидкостей на водной основе и длительного отложения асфальто-смоло-парафиновых образований. Поэтому основным объектом воздействия является малодебитный фонд скважин с резко сниженными фильтрационно-емкостными свойствами пород. Объектом воздействия могут быть скважины, в которых вскрытые два или более пласта отличаются ярко выраженной неоднородностью по проницаемости. Третьей группой объектов являются слабопроницаемые, продуктивные пласты. Сущность технологии заключается в следующем: в зоны продуктивного пласта закачивается углеводородный раствор ПАВ, некоторая часть которого залавливается в пласт. После этого производится перестрел пласта в нефтенасыщенном низкопроницаемом интервале и перфорированная толщина пласта подвергается обработке ультразвуком в среде углеводородного раствора ПАВ с выделением тепла. Одновременно рекомендуется создание динамического режима путем создания давления и продавки раствора ПАВ в пласт с последующим резким сбрасыванием его из пласта в ствол скважины.
Эффективность применения АГВ на большинстве скважин длится 2-3 года (табл. Me ханизм очистки ГС ЇП и вое становлені \я прони цаемости of рабатывае мого пласта основан на комплексном физико-химическом воздействии и син хронизации ряда физических эффектов: термоакустических полей в ультразвуковом диапазоне; отмыв органоминеральных загрязнений специальным составом; гидрофобизация поверхности поровых каналов (в нефтяных скважинах); гидрофилизация пород ПЗП (в нагнетательных скважинах); усиление всех процессов очистки пласта за счет циклического изменения давления на забое. Описанная технология внедрена на 61 скважине НГДУ «Бавлынефть». Средний прирост дебита нефти на 1 скважину составляет 0,9 т/сут.
Метод основан на термогазохимическом и имплозионном воздействии на призабойную зону пласта, осуществляемом за одну спуско-подъемную операцию скважинным прибором. Основной целью применения данного метода являются: обработка призабойной зоны скважины, закол ьматированной асфальто-смоло-парафиновыми и шламовыми отложениями.
Сущность термобароимплозионного воздействия состоит в одновременном воздействии на призабойную зону пласта высоких температур и резкого изменения депрессии на пласт. Указанные факторы способствуют расплавлению асфальто-смоло-парафинистых веществ, разрушению кольматационной корки, созданию волновых процессов в скважине и призабойной зоне, выносу и удалению веществ, препятствующих притоку пластовых флюидов. В результате проявления комплекса гидродинамических и термодинамических воздействий происходит увеличение продуктивности скважин.
Перед проведением операций скважину заполняют жидкостью с повышенной плотностью, как правило, солевыми растворами, и создают давление на забое, равное пластовому. За счет этого исключается возможность выброса пластового флюида после очистки призабойной зоны, и в тоже время практически исключается проникновение в призабойную зону скважины жидкости и охлаждение призабойной зоны после прогрева за счет сжигания пиротехнического заряда. На забое скважины в интервале продуктивного пласта сжигают медленно горящий пиротехнический заряд, скорость горения которого составляет 1,5-2,5 мм/с и время горения на забое скважины - 30-45 с. При этом выделяется большое количество газообразных продуктов (до 2,5-3,0 м на дм топлива) с высокой теплоотдачей (до 2000-2500 ккал/кг) и с температурой до 2700-3100 К. Скважина и призабойная зона пласта прогреваются на некоторую глубину. Целесообразно сжигание пиротехнического заряда начинать с нижней части интервала продуктивного пласта, поскольку при этом происходит наиболее полный и равномерный прогрев зоны обработки за счет поднимающихся вверх горячих газов.
Под действием давления жидкости повышенной плотности и давления образующихся горячих газов происходит интенсивное проникновение парогазовой смеси в пласт и очистка перфорационных отверстий и поровых каналов, снижается вязкость пластовых флюидов. Выделяющийся объем разогретой парогазовой смеси прорывается наверх сквозь столб жидкости в скважине и вызывает волновые гидродинамические воздействия, способствующие очистке скважины. После окончания горения пиротехнического заряда скважину оставляют на некоторое время в покое для перераспределения давления и температуры. Продолжительность времени на реагирование определяют опытным путем. За время технологической выдержки газообразные продукты горения оттесняются от перфорационных отверстий скважинной жидкостью, создавая благоприятные условия для наиболее эффективного депрессионного воздействия, т.е. последующее ударнодепрессионное воздействие осуществляется не в газовой, а в жидкой среде. Оптимальное время технологической выдержки составляет 5-Ю с. После технологической выдержки открывают депрессионную камеру, размещенную в интервале продуктивного пласта, что приводит к резкому изменению давления. Депрессионная камера заполняется жидкостью из призабойной зоны пласта с продуктами горения порохового заряда, расплавленными асфальто-смолисто-парафиновыми соединениями и частицами породы
Экспериментальные исследования адсорбционной способности реагента РМД и его активных компонентов в различных пористых средах
Исследование гидрофобизирующих свойств реагента ГФ. Лабораторные петрографические исследования керна и электрических сопротивлений продуктивных пластов свидетельствуют о том, что коллекторы в основном гидрофильные. Следовательно, они характеризуются повышенным содержанием остаточной воды и способны дополнительно удерживать в поровом пространстве воду, проникающую в призабойную зону при первичном (бурение) и вторичном (перфорация) вскрытиях пластов, цементировании и многократных глушениях скважин для проведения ремонтных работ. Повышенная водоудерживающая способность пород приводит к образованию в призабойной части пласта устойчивой техногенной зоны увеличенной водонасыщенности. Это резко снижает фазовую проницаемость для нефти в призабойной зоне скважин, что в итоге приводит к уменьшению дебитов нефти и воды. Иногда возможно полное отключение из системы разработки пласта или прослоя, т.е. происходит полное прекращение притока нефти в прискважинную зону пласта.
Исследованиями ряда авторов установлено, что характер смачиваемости поверхности нефтенасыщенных пород оказывает существенное влияние на коэффициент нефтеотдачи пласта за безводный период, на продолжительность водного периода эксплуатации залежи [39,45, 52].
Основные положения методики [39, 44, 96 и др.] оценки гидрофобизую-щей способности химических продуктов, использованной при проведении лабораторных исследований, сводятся к следующему. Принцип основан на прослеживании динамики самопроизвольного впитывания воды в пористую среду.
Оценка гидрофобизующей способности реагентов осуществляется на насыпных пористых средах, помещенных в стеклянные трубочки диаметром 6-7 мм, длиной 140-150 мм, внутренняя поверхность которых предварительно гидрофобизированаорганохлорсиланами.
Насыпную пористую среду фракции 0,100—0,315 мм помещают в две стеклянные трубочки (по 5 граммов), на нижний конец которых установлены сетки. Пористую среду уплотняют легким постукиванием равномерно по всей длине трубочки в течение 1 минуты, добиваясь уплотнения пористой среды до постоянного объема.
Вводят в обе трубочки снизу под вакуумом по 3 мл раствора исследуемого реагента и выдерживают его в пористой среде не менее 1 часа при атмосферном давлении, уровень жидкости над пористой средой должен быть не менее 5 мм.
После выдержки раствора в пористой среде в течение указанного времени пористые среды промывают водой и керосином (без доступа воздуха) от избытка реагента, который не закреплен на твердой поверхности.
В одной из трубочек пористую среду промывают 10 поровыми объемами воды без доступа воздуха в случае, если растворитель водорастворимый, или тем же объемом керосина, если растворитель углеводородорастворимый. Затем промывочная жидкость удаляется воздухом при помощи вакуума и трубочка передается для оценки смачивания пористой среды. В другой трубочке промывку пористой среды осуществляют в два приема.
В первом сохраняется схема промывки пористой среды как описано выше, а во втором - промывку осуществляют другим растворителем (водой или керосином) без доступа воздуха в количестве 10 поровых объемов.
Как и в первом случае, промывочная жидкость удаляется воздухом при помощи вакуума и трубочка с пористой средой передается для оценки смачиваемости пористой среды.
После удаления жидкостей воздухом из пористых сред трубочки взвешивают для контроля полноты удаления промывной жидкости. В случае превышения веса в сравнении с первоначальным более чем на 0,05 г, продувку пористой среды воздухом повторяют.
Схема установки для измерения кинетики пропитки приведена на рис. 3.7. В один из стаканчиков диаметром 40 мм и высотой 60 мм наливают 10 мл дистиллированной воды, в другой 10 мл керосина. Стаканчик 3 с дистиллированной водой помещают на чашку аналитических весов, необходимая точность измерений на которых составляет ±0,1 мг.
Подвешивают подготовленную трубочку на нить кронштейна 5. Вращением рукоятки 6 приводят нижний торец трубочки 4 в контакт с дистиллированной водой. Фиксируют изменение массы стаканчика 3 с водой в течение 1 мин через каждые 15 с, далее в течение 2 мин через 60 с. Удаляют впитавшуюся в пористую среду дистиллированную воду продувкой воздухом при помощи вакуума в течение 5 мин и при избыточном давлении Рост=100-150 мм. рт. ст.
Исследование влияния реагента ГФ на фильтрационные свойства моделей пласта
Объем вытесненной нефти определялся как сумма объемов измерением вытесняемой нефти из обоих пропластков. За базовое значение коэффициента вытеснения нефти водой принят коэффициент вытеснения нефти при первичном заводнении модели пласта до полного обводнения вытесняемой жидкости (табл. 4.4). Остаточное содержание нефти в момент начала ввода оторочки определялось как сумма остаточной нефти в обоих пропластках при первичном заводнении.
Прирост коэффициента вытеснения определялся по каждому пропластку измерением объема вытесненной нефти из пропластка к начальному объему нефти. Анализ результатов исследований показал (табл. 4.5) следующее. 1. Закачка всех марок РМД повышает фильтрационное сопротивление высокопроницаемого пропластка, причем значение, равное 11,25 получено для РМД - 3; 2. Остаточный фактор сопротивления после прокачки 1,5-2,5 п.о. вытесняющей жидкости составляет, в среднем, для РМД -1 - 1,5, для РМД-2 -1,86, для РМД-3-2,92. 3. Фильтрационное сопротивление в значительной мере зависит от технологических параметров, что хорошо прослеживается в экспериментах с использованием РМД-1. Максимальное значение фильтрационного сопротивления (8,73) достигается в случае, когда перед оторочкой РМД-1 предварительно прокачан 0,025 п.о нефти , а вслед за РМД-1 - 0,025 п.о. воды (опыт № 2). В опыте № 4, когда вслед за 0,05 п.о. РМД-1 прокачан 0,5 п.о. нефти, фильтрационное сопротивление составляет лишь 2,15; 4. Остаточный фактор сопротивления для РМД-1 с различными технологическими параметрами изменяется в диапазоне от 1,31 до 1,7; для РМД-2 от 1,42 до 2,3, для РМД-3 от 2,59 до 3,25. 120 5. Повышение концентрации гидрофобизирующего реагента в составе РМД с 3 до 10 % приводит к повышению коэффициента нефтеотдачи в среднем от 3,75 до 10, 17%. 6. Установлено, что в зависимости от физико-геологических условий объекта технологические параметры РМД можно регулировать путем изменения концентрации компонентов системы, объемов закачиваемых жидкостей, цикличности закачки компонентов РМД.
Таким образом, обработка призабойных зон пласта РМД различных марок гидрофобизует поверхность продуктивных пластов в призабойной зоне и снижает фазовую проницаемость по воде, т.е. ограничивает приток вод, что позволяет достичь перераспределения потоков в неоднородных пластах для повышения охвата их воздействием и обеспечить тем самым более высокий коэффициент нефтеотдачи и уменьшить обводненность добываемой продукции.
Следующие опыты по исследованию фильтрационных характеристик моделей нефтяного пласта были проведены на моделях пласта неоднородных по свойствам насыщающих жидкостей, в начальный момент один из них был водонасыщенным, а другой нефтенасыщенным. В данных экспериментах использовались модели двухслойного пласта с пористой средой из кварцевого песка, причем проницаемость пропластков была одинакова и составляла 0,6 мкм2.
Обработка производилась РМД-1-АБ с выхода моделей (моделирование обработки добывающей скважины). Вытеснение жидкостей осуществлялось закачиваемой водой Бавлинского месторождения с содержанием солей 130 г/л (рис. 4.6).
На рис. 4.7 приведена кривая изменения фактора сопротивления в зависимости от объема прокачанной жидкости. После прокачивания РМД произошло резкое повышение фильтрационного сопротивления пластов, что указывает на изменение значений R в результате роста сопротивления в водоносном пласте. Это подтверждается еще и тем, что из второго пласта начала поступать нефть. Далее после прокачивания более 2,5 п.о. воды значение RoCT постепенно возрастает до 2,5 единиц. Соотношение расходов жидкости по пропласткам водонасыщенного к нефтенасыщенному уменьшилось с 11,2 до 2,3.
Обработка нефтенасыщенной пористой среды реагентом РМД обеспечивает ее гидрофобизацию и улучшение условий для фильтрации нефти. В условиях эксперимента остаточный фактор сопротивления составил в среднем 0,87. Это будет создавать благоприятные условия для увеличения отбора нефти из нефтенасыщенных пропластков продуктивного пласта.
Обработка реагентом РМД водонасыщенной пористой среды как с остаточной, так и без остаточной нефтенасыщенности приводит к эффекту водоизоляции. При обработке РМД пористой среды без остаточной нефтенасыщенности остаточный фактор сопротивления составил 3,0-4,4, а с остаточной нефтенасыщенностью -1,10, что создает благоприятные условия по ограничению движения вод по водонасыщенным интервалам обводненного продуктивного пласта.
