Содержание к диссертации
Введение
1 Краткая геолого-промысловая характеристика объектов исследования 9
1.1 Общие сведения о коллекторах в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления 9
1.2 Анализ выполненных работ по определению состава и свойств пород-коллекторов 14
1.3 Анализ физико-химических свойств пластовой нефти и воды 19
1.4. Сбор и обработка результатов исследований скважин 21
1.5 Анализ результатов работ по вскрытию продуктивных пластов, освоению и эксплуатации скважин 26
Выводы 33
2 Анализ эффективности кислотных методов воздействия на призабоиную зону пласта с целью повышения производительности добывающих скважин 34
2.1 Анализ структуры пустотного пространства и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов до и после кислотного воздействия 34
2.2 Анализ эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта в залежах с карбонатными коллекторами 45
2.3 Проведение лабораторных работ по изучению растворяющей способности кислотных растворов в контакте с естественными породами пласта 52
2.4 Определение фильтрационных параметров образцов естественных кернов при различных объемах прокачки растворов кислот 58
2.5 Обобщение результатов испытаний технологий кислотного воздействия с применением сухокислотных смесей в скважинах Куюм-бинского и Терско-Камовского месторождений 66
2.5.1 Краткое описание объектов испытаний 66
2.5.2 Анализ результатов проведения опытно-промышленных работ с использованием технологии интенсификации притока нефти к скважинам 70
Выводы 86
3 Проведение лабораторных экспериментов по разработке новой рецептуры нефтекислотных растворов применительно к пластовым условиям восточной сибири 88
3.1 Определение агрегативной устойчивости нефтекислотных смесей на основе сульфаминовой кислоты и нефти при пластовой температуре 88
3.2 Исследование растворяющей способности нефтекислотных растворов при их взаимодействии с породообразующими минералами 96
3.3 Общие положения по применению растворов НКЭ для интенсификации притока нефти из пласта в скважины 101
3.4 Подготовка к проведению технологического процесса и закачка в пласт НКЭ 104
3.5 Анализ результатов промысловых испытаний технологии интенсификации притока нефти из пласта к скважинам с применением растворов НКЭ 110
Выводы 114
4 Разработка технологии освоения нефтенасыщенных объектов рифейских карбонатных отложений с применением гидравлического разрыва пласта и растворов нефтекислотных эмульсий 116
4.1 Адаптация разработанного состава НКЭ в качестве технологических жидкостей ГРП применительно к условиям Восточной Сибири 116
4.2 Исследование динамики проницаемости образцов пород с искусственной трещиной в результате прокачки через них технологических жидкостей ГРП 123
4.3 Выбор технологических параметров операций ГРП 127
4.4 Разработка технологии освоения объектов с применением ГРП и растворов нефтекислотных эмульсий 132
Выводы 134
Основные выводы и рекомендации 136
Список использованных источников 138
- Общие сведения о коллекторах в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления
- Анализ структуры пустотного пространства и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов до и после кислотного воздействия
- Определение агрегативной устойчивости нефтекислотных смесей на основе сульфаминовой кислоты и нефти при пластовой температуре
- Адаптация разработанного состава НКЭ в качестве технологических жидкостей ГРП применительно к условиям Восточной Сибири
Введение к работе
Одной из важнейших проблем в нефтяной промышленности является повышение эффективности освоения скважин и регулирования проницаемости пород призабойной зоны в карбонатных пластах. Поэтому проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для восстановления и улучшения фильтрационных характеристик пород призабойной зоны пласта (ПЗП), является одним из перспективных направлений технического прогресса в добыче нефти. Несмотря на обилие технологий и химических реагентов, используемых для этих целей, вопросы эффективности геолого-технических мероприятий недостаточно изучены для условий месторождений в карбонатных коллекторах. С учетом тенденции ухудшения структуры запасов нефти, эта проблема становится ещё более актуальной.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых карбонатных коллекторах, в процессе освоения и разработки которых происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Снижение фильтрационных параметров пород ПЗП вызывается уменьшением фазовой проницаемости для нефти при применении водных технологических жидкостей за счет роста водонасыщенности и выпадения в осадок продуктов реакции растворов и породы.
Анализ результатов исследований в области интенсификации добычи нефти из карбонатных пластов показал, что многие решения этой важной задачи имеют свои недостатки, вызванные сложностью практической реализации предлагаемых технологий и высокой вероятностью необратимых изменений в ПЗП. Известно, что в результате первичного и вторичного вскрытия пластов большинство скважин становятся гидродинамически несовершенными, а их фактическая продуктивность становится меньше потенциальной.
В этих условиях актуальной становится разработка технологий освоения доломитизированных пластов, которые являются одними из наибо- лее перспективных объектов добычи углеводородного сырья Восточной Сибири.
Цель работы
Повышение эффективности освоения нефтенасыщенных объектов рифейских карбонатных отложений Восточной Сибири с применением обратных нефтекислотных составов.
Основные задачи исследования
Изучение результатов и анализ технологической эффективности освоения скважин, эксплуатирующих рифейские карбонатные пласты в условиях месторождений Восточной Сибири.
Изучение взаимодействия растворов неорганических кислот с до-ломитизированными карбонатными породами и совершенствование технологий их применения при освоении скважин.
Обоснование составов кислотных растворов и разработка технологий их применения для освоения нефтенасыщенных объектов в доломити-зированных пластах с гидрофобной поверхностью пустотного пространства.
Проведение промысловых испытаний технологии освоения продуктивных пластов с использованием растворов нефтекислотных эмульсий (НКЭ).
5 Разработка технологии освоения нефтенасыщенных объектов с применением кислотного гидроразрыва пласта и технологических жидко стей на основе растворов НКЭ.
Методика исследований
Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых экспериментов и анализа промыслового материала с использованием вероятностно-статистических методов. Исследования по моделированию операций освоения скважин проводились на естественных образцах горных пород. Обработка результатов велась на персональных ЭВМ с оценкой погрешности измерений и расчетов.
Научная новизна
Экспериментально установлено, что растворяющая способность нефтекислотных эмульсий, применяемых для интенсификации притока нефти в скважины из пластов рифейских отложений, больше, по сравнению с водными растворами кислот, за счет увеличения площади контакта активного раствора с гидрофобной поверхностью каналов фильтрации.
Установлено, что сохранение химической активности и агрегатив-ной устойчивости состава при проведении работ по вызову притока жидкости и освоению рифейских карбонатных пластов достигается за счет оптимального компонентного состава кислотного раствора (80% - нефть, 19,93% - 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты, 0,07% -эмульгатор Неонол АФ-9-12) и его физических параметров, которые определяют структуру, дисперсность и эффективную вязкость.
Установлено, что применение технологии кислотного гидроразрыва пласта для низкопроницаемых пород рифейских отложений обеспечивает подключение к процессам фильтрации удаленных от скважины участков за счет создания гидродинамической связи между нефтенасыщенными пустотами с одновременным кислотным воздействием.
Практическая ценность
1 В условиях Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений внедрена технология освоения нефтенасыщенных объектов с использованием состава НКЭ для обработки карбонатного пласта. В результате применения технологии в скважине К-215 (IV объект) изменился состав продукции (появилась нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до 0,17 м3/(сут-МПа); в скважине К-235 (IV объект) увеличился дебит по жидкости с 0,21 до 1,48 м /сут; в скважине ТК-509 (III объект) увеличился коэффициент продуктивности по газу в 35 раз, изменился состав продукции (появилась нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до 0,7 м3/(сут-МПа).
2 Разработанные технологии освоения нефтенасыщенных объектов рифейских карбонатных отложений Восточной Сибири применяются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) при чтении лекций и проведении практических занятий по дисциплине «Скважинная добыча нефти», а также курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на 58-ой и 59-ой научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (2007, 2008гг.), а также на научно-технических семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ и ООО "Славнефть-Красноярскнефтегаз" (2007, 2008гг.).
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 148 страниц машинописного текста, 40 рисунков, 11 таблиц, 109 библиографических ссылок.
Общие сведения о коллекторах в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления
В связи с тем, что емкость пустот пород может изменяться в широких пределах, большое значение приобретает классификация коллекторов, которая по типу коллектора позволяла бы судить об относительных масштабах запасов нефти, газа и воды в залежах, о методах их оценки и о способах разработки. Один из возможных вариантов такой классификации коллекторов нефти и газа приведен в таблице 1.1 [4]. Таблица 1.1- Классификация коллекторов нефти и газа
Особенность этой классификации состоит в том, что она применима к коллекторам любого происхождения: к изверженным, осадочным и метаморфическим. Как видно из таблицы 1.1, к трещиноватым относятся породы, у которых кавернозность равна нулю, а поры заполнены водой или отсутствуют. Иными словами, к трещиноватым относятся породы, в которых нефть и газ содержатся только в трещинах: граниты, кварциты, метаморфические сланцы и карбонатные отложения в осадочном комплексе. К чисто кавернозным относятся породы, у которых трещиноватость равна нулю, а пористая часть матрицы полностью насыщена водой, т. е. в которых нефть или газ содержатся только в кавернах. Коллектора этого типа ограничены в основном карбонатными породами, особенно с широко развитым карстом.
К коллекторам каверново-трещинного и к трещинно-кавернового типов относятся породы, в которых нефть и газ содержатся в трещинах и кавернах, а поры матрицы заполнены капиллярно-связанной водой. Коллекторы этих двух типов отличаются между собой тем, что в первом из них наибольшая часть извлекаемых запасов нефти или газа содержится в кавернах, а во втором - в трещинах. К ним могут относиться многие карбонатные породы органогенного и хемогенного происхождения. Например, к этим типам коллекторов можно отнести отложения ЮТЗ.
Далее из таблицы 1.1 следует, что к пористым относятся породы, у которых коэффициенты кавернозности и трещиноватости равны нулю, а капиллярно-связанная вода занимает только часть объема пор. Однако опыт изучения горных пород показывает, что чисто пористых, как и чисто трещиноватых коллекторов в природе, строго говоря, не существует. Наряду с пористостью в них обычно имеется трещиноватость, а в карбонатных, как уже отмечалось, еще и кавернозность. Поэтому в рассматриваемой классификации деление коллекторов на типы основано на преобладании тех или иных признаков. Согласно этому к пористым относятся также породы, у которых суммарная емкость пор и содержащиеся в них извлекаемые запасы нефти или газа на один-два порядка больше суммарной емкости трещин и каверн, а соответственно и содержащихся в них запасов нефти и газа. Такого типа коллектора наиболее распространены прежде всего среди терригенных отложений.
К трещинно-поровому и порово-трещинному типам коллекторов относятся породы, у которых извлекаемые запасы нефти или газа в порах и в трещинах соизмеримы. В первом из них извлекаемые запасы преобладают в трещинах, а во втором — в порах, хотя в обоих случаях емкость пор существенно больше емкости трещин. Характерная особенность этих коллекторов состоит в том, что если бы в них отсутствовали трещины, то приуроченные к ним нефтяные или газовые залежи не имели бы промышленного значения.
К порово-каверново-трещинному, каверново-порово-трещинному и трещинно-порово-каверновому типам коллекторов относятся породы, в которых извлекаемые запасы либо равноценны во всех видах пустот, либо превалируют в одном случае в порах, а в другом — в кавернах, в третьем — в трещинах. Этот тип коллектора может быть распространен только на карбонатные породы с развитой емкостью пустот первичного и вторичного происхождения.
В порово-каверновом и каверново-поровом типах коллекторов нефть и газ содержатся как в порах, так и в кавернах. В одном случав их больше в порах, в другом — в кавернах.
Из изложенного видно, что рекомендуемая классификация коллекторов не вытекает из литолого-петрографических и петрофизических свойств пород. В ее основе находится конечное геологическое состояние пород, обусловленное их происхождением и последующими изменениями, которыми определяются также и литолого-петрографические и петрофизические свойства пород [4].
Состав, структуры, текстуры и комплекс рифейских отложений позволяют считать, что седиментация происходила в теплом мелководном морском бассейне [2]. Преобладание среди карбонатных отложений доломитов свидетельствует о высокой щелочности рифейского бассейна. Постседиментационные изменения карбонатных пород достаточно разнообразны, но наиболее распространены перекристаллизация, выщелачивание, окремнение и трещинообразование.
Перекристаллизация, т.е. укрупнение размеров кристаллов, несмотря на широкое развитие, слабо сказывается на формировании пустотного пространства. По крайней мере, каких-либо значимых закономерностей между степенью перекристаллизации и фильтрационно-емкостными свойствами пород не выявлено [1]. Установлено, что иногда в перекристаллизованных доломитах отмечаются мелкие поры перекристаллизации. Эти пустоты имеют неправильную форму. Их размер составляет 0,1...0,5 мм, достигая 0,8...2,0 мм. Поверхность преимущественно представлена доломитами с примесью тонкодисперсного гематит-глинистого вещества, на стенках некоторых пор отмечаются битумы, следовательно, поверхность порового пространства обладает гидрофобными свойствами.
Открытая пористость перекристаллизованных доломитов составляет не более 1,5 %. В основном единичные пустоты в перекристаллизованных разностях изолированы, но в единичных случаях поры сообщаются между собой микротрещинами и тогда проницаемость таких пород изменяется от 0,06-10"3 до 3,48-10"3 мкм2.
Анализ структуры пустотного пространства и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов до и после кислотного воздействия
Учитывая недостаточный для углубленного статистического анализа и построения надежных корреляционных зависимостей объем исходной геолого-промысловой информации по Куюмбинскому и Терско-Камовскому месторождениям (что характерно для месторождений, находящихся на стадии разведочного бурения), был выполнен обзор литературных источников, посвященных вопросам изучения форм пустотного пространства и фильтрационно-емкостных свойств различных типов карбонатных нефтенасыщенных пород и интенсификации притока нефти к скважинам. Сопоставление результатов исследований пород-коллекторов и испытаний разведочных скважин Куюмбинского месторождения с полученной обзорной информацией позволит более обосновано подходить к выбору технологий бурения, освоения скважин и интенсификации притока нефти в геолого-физических условиях месторождения.
Опыт разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам порово-трещиноватого и трещиновато-кавернозного типов, показал, что реальные условия разработки карбонатных пластов при средней и низкой поровой проницаемости могут существенно отличаться от условий разработки аналогичных по проницаемости терригенных пластов [7, 12... 19 и др.]. Главная причина расхождения результатов разработки месторождений заключается в том, что с уменьшением поровой проницаемости усиливается влияние на условия разработки таких характерных особенностей, как кавернозность, растворимость, слоистая и зональная неоднородность по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим параметрам, трещиноватость.
Особенность карбонатных коллекторов — специфическое (кавернозное) строение их порового пространства [8]. Исследования [20] показали, что поровая проницаемость карбонатных коллекторов определяется радиусом фильтрующих пор и не зависит от общей пористости коллектора. Из статистической обработки материалов по открытой пористости и проницаемости карбонатных коллекторов следует, что при радиусе фильтрующих пор до 5 мкм и проницаемости до 0,01 мкм2 корреляционная связь между открытой пористостью и поровой проницаемостью отсутствует. В коллекторах со средней поровой проницаемостью (0,01...0,1 мкм ) появляется слабая корреляционная связь между этими характеристиками. А в карбонатных коллекторах с высокой поровой проницаемостью (более 0,1 мкм ) емкостные и фильтрационные свойства выравниваются, и между открытой пористостью и поровой проницаемостью устанавливается надежная корреляционная связь, пригодная для практического использования.
Полная (или абсолютная) пористость (Мабс) низкопроницаемых карбонатных коллекторов значительно выше открытой пористости (тотк). Как отмечается в работе [21], основная причина систематического расхождения между полной и открытой пористостью — неравномерное распределение радиуса поровых каналов, когда тонкие фильтрующие поры «блокируют» отдельные крупные поры и затрудняют их насыщение флюидом при определении открытой пористости.
В карбонатной породе каждого структурного типа общий характер между полной и открытой пористостью имеет вид [7] где а и b — эмпирические коэффициенты (чем выше их значение, тем больше в породе блокированных крупных пор). Интегральной характеристикой коллектора, наиболее полно отражающей такие его физические свойства, как нефтеводонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, пористость и проницаемость, является удельная поверхность пустотного пространства [9]. Более низкая удельная поверхность пор карбонатных коллекторов с низкой и средней проницаемостью обусловливает более высокую их нефтенасыщенность по сравнению с аналогичными по проницаемостями и пористости терригенными коллекторами (при одинаковых свойствах пластовой нефти). Благодаря этому карбонатные коллекторы содержат промышленные запасы нефти при таких низких значениях пористости и поровой проницаемости, при которых (в условиях одинаковых свойств пластовой нефти) терригенные коллекторы полностью утрачивают промышленное нефтенасыщение.
В низкопроницаемых карбонатных коллекторах нефть содержится в непроницаемых и закрытых пустотах. Коэффициент вытеснения нефти водой, так же как и нефтенасыщенность, тесно связан с удельной поверхностью пор. Чем меньше удельная поверхность одного и того же объема пор, тем слабее поверхностные явления, осложняющие процесс фильтрации нефти, и тем выше коэффициент вытеснения нефти под воздействием гидродинамического перепада давлений в пласте [9]. Коэффициент вытеснения нефти водой под влиянием гидродинамического перепада давлений характерен только для карбонатных коллекторов с высокой и средней поровой проницаемостью, при низкой поровой проницаемости его величина незначительна. Нефтенасыщенные карбонатные коллекторы с низкой поровой проницаемостью характеризуются вполне приемлемыми коэффициентами вытеснения за счет капиллярных процессов. Например, в работе [22] приведены экспериментальные данные о величине коэффициентов капиллярного вытеснения нефти водой (порядка 0,50...0,57) из образцов карбонатного керна проницаемостью от 0,0001 до 0,006 мкм2.
Определение агрегативной устойчивости нефтекислотных смесей на основе сульфаминовой кислоты и нефти при пластовой температуре
Один из составов нефтекислотной эмульсии разработанных для условий Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений включал дегазированную нефть (скв.К-221), модель пластовой воды Куюмбинского месторождения и эмульгатор ЯЛАН-Э-1 (ТУ 2458.012-22657427-2000). Для приготовления НКЭ с эмульгатором ЯЛАН предварительно в нефти или углеводородной жидкости растворяли эмульгатор, а затем этот раствор мелкими порциями вводили в водный раствор кислоты. Температура приготовления эмульсии на нефтяной основе составляла +20 С. Содержание углеводородной фазы в составе изменялось от 0,2 до 0,8. Концентрация эмульгатора ЯЛАН-Э-1 изменялась от 0,1 до 8 %. Такое высокое содержание эмульгатора в НКЭ объясняется особенностями физических свойств нефти Куюмбинского месторождения. В составе нефти содержание тяжелых углеводородных компонентов незначительно. Это обуславливает ее невысокую вязкость при пластовых температурах. Поэтому для обеспечения требуемой устойчивости раствора к нефти добавляли большие количества эмульгатора. По результатам проведенных экспериментов было показано, что при содержании в составе нефти эмульгатора в количестве 5...6% устойчивость раствора НКЭ достигала 100 часов.
Для повышения устойчивости нестабильных эмульсий помимо растворимых в углеводородах эмульгаторов рекомендуется применение и эмульгаторов (ПАВ) с преимущественной растворимостью в водной фазе [44]. Исходя из этого, для приготовления НКЭ были запланированы и проведены эксперименты по подбору водорастворимых эмульгаторов. После опробования различных видов эмульгаторов предпочтение было отдано водорастворимому ПАВ Неонолу АФ-9-12, относящемуся к оксиэтилированным алкилфенолам. Эти реагенты по сравнению с ионогенными ПАВ обладают лучшей растворимостью в минерализованных водах и не образуют твердых осадков. Критерием выбора эмульгатора являлось создание требуемого поверхностного натяжения на границе раздела фаз: нефть - водный раствор кислоты. Именно поверхностное натяжение определяет устойчивость НКЭ к расслоению.
При выборе состава нефтекислотного раствора, как и в предыдущих экспериментах, оценивали влияние добавок на стабильность состава и его химическую активность. Приготовление и исследование составов и свойств всех образцов НКЭ проводили в соответствии с принятыми стандартами и руководящими документами. Устойчивость кислотных эмульсий определяли по показателю электростабильности на приборе ТЭЭ-1. Электростабильность — параметр, который косвенно характеризует агрегативную устойчивость эмульсий [39]. Способность смеси нерастворимых веществ пропускать через себя электрический ток зависит от прочности сольватных оболочек глобул и расстояния между глобулами. Размер частиц дисперсной фазы определяли визуально с помощью микроскопа МИН-8.
Последовательность приготовления исходных составов НКЭ была следующей. Перед приготовлением исходные компоненты смеси (дегазированная нефть и модель пластовой воды) исследовали по составу и основным физическим параметрам - плотность, динамическая вязкость. Результаты этих исследований представлены на рисунке 3.1.
Вначале готовили 15%-ный водный раствор на основе СКС. При этом добивались полного растворения расчетного количества сухой смеси кислот в воде без образования осадка. Растворение сухой смеси кислот в воде проводили при непрерывном перемешивании и оценивали по величине вязкости, плотности кислотного раствора и его прозрачности. Результаты этих исследований показаны на рисунке 3.2.
Затем в 15%-ный водный раствор СКС добавляли требуемое количество эмульгатора Неонол АФ-9-12. При перемешивании раствора добивались полного растворения ПАВ в воде. На последнем этапе смешивали расчетные объемы нефти и водного раствора кислот с добавками эмульгатора в цилиндрическом сосуде при помощи электрической мешалки при скорости вращения лопастей 2000 мин" . В процессе приготовления составов НКЭ образование тонкодисперсной кислотной эмульсии происходило практически после перемешивания составляющих компонентов в течение 2.. .3 минут.
Концентрация ПАВ в растворе кислот изменялась от 0,05 до 0,2%. После достижения полной растворимости эмульгатора проводили определение межфазного натяжения раствора кислоты на границе с нефтью, так как поверхностное натяжение определяет устойчивость НКЭ к расслоению. Результаты этих экспериментов представлены на рисунке 3.3
Адаптация разработанного состава НКЭ в качестве технологических жидкостей ГРП применительно к условиям Восточной Сибири
Проведена литературная проработка вопроса применения операций ГРП для увеличения производительности скважин, приуроченных к карбонатным коллекторам. В качестве источников информации использованы публикации в отечественных научно-производственных журналах «Нефтяное хозяйство», «Нефтепромысловое дело» и монографиях. Кроме отечественной литературы, проведена проработка информации, опубликованной в журналах «Journal of Petroleum Technology» за 2003.. .2008 гг. В публикациях рассмотрены вопросы: - совершенствования технологии проведения операций ГРП в скважинах; - выбора и оптимизации режимов проведения основных операций по разрыву пласта и закреплению образовавшихся трещин; - методы определения технологической эффективности работ; - способы предотвращения возможных осложнений в процессе реализации технологий ГРП. Определение агрегативной устойчивости нефтекислотных смесей при изменении термодинамических условий Выполнены лабораторные эксперименты оценки агрегативной устойчивости растворов НКЭ при различных термобарических условиях. В результате проведенных экспериментов установлено: - агрегативная устойчивость НКЭ после наложения давления в диапазоне 10,0...12,5 МПа практически не изменяется и соответствует устойчивости эмульсии при стандартных условиях; - агрегативная устойчивость НКЭ при изменении температуры изменяется в широких пределах. При снижении температуры с +20 до минус 17С устойчивость эмульсии к расслоению увеличивается в 1,64 раза. Причинами отмеченного явления — увеличение эффективной вязкости раствора. Увеличение температуры наоборот приводит к снижению агрегативной устойчивости эмульсии. Так нагревание НКЭ до температуры 80С привело к снижению агрегативной устойчивости эмульсии в 3,6 раза. В таких условиях расслоение эмульсии после приготовления начинается через 10 часов. Этого времени жизни НКЭ достаточно для проведения технологических операций по задавке раствора в нефтяной пласт. Определение несущей способности растворов нефтекислотных эмульсий, содержащих твердую фазу при различных термодинамических условиях и режимах закачки в пласт жидкости песконосителя Определение несущей способности НКЭ по отношению к твердой фазе (расклинивающему материалу) определяли в свободном объеме при стандартных условиях. В качестве расклинивающего материала использовали отсортированный кварцевый песок (фракция 0,8...1,2 мм). Перед экспериментами песок подвергали тщательной промывке водой с последующей обработкой слабо концентрированным кислотным раствором соляной кислоты. Несущую способность раствора определяли визуально по интенсивности осаждения песка в эмульсии. Эти эксперименты проводились без добавок загустителей. В таком состоянии раствор НКЭ обладает несущей способностью по отношению к кварцевому песку в количестве до 150 кг/м . Потребность в увеличении количества твердой фазы в составе раствора обеспечивается добавками к раствору загустителей - полимеров на основе целлюлозы. Первые определения скорости осаждения песка в растворе НКЭ без добавок загустителей показали, что при температуре 20С динамика выпадения песка в осадок обеспечивает доставку жидкости песконосителя к забою скважин на глубину более 2500 м в рабочем состоянии, т.е. когда механические частицы равномерно распределены в объеме жидкости (рисунок 4.1). Эксперименты по определению динамики осаждения твердой фазы в объеме НКЭ при других температурах (в том числе отрицательных) не проводились, т.к. приготовление рабочего раствора НКЭ должно проводиться при положительных значениях температуры. Оценка упругих свойств применяемых жидкостей и горной породы. Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность горных пород влияют на ряд процессов, происходящих в пласте при разработке нефтяных месторождений. Упругие свойства горных пород и пластовых жидкостей определяют скорость перераспределения давления в пласте и запас упругой энергии, освобождающейся при снижении давления. Прочность на сжатие и разрыв необходимы при искусственном воздействии на породы призабойной зоны пласта. Горные породы в недрах земли находятся в напряженном состоянии, вызванном собственным весом пород. Пластовое давление жидкости разгружает минеральный скелет. Следовательно, минеральный скелет испытывает давление, равное разности между горным и пластовым давлениями.
При извлечении нефти давление в пласте падает, а давление на минеральный скелет породы увеличивается. Изменения пластового давления являются причиной деформации пород нефтесодержащих пластов. Многими исследователями было установлено, что эти деформации в большинстве случаев происходят по закону Гука, т.е. относительная деформация пород пропорциональна изменению пластового давления.
Для характеристики упругих деформаций используются коэффициенты сжимаемости (объемной упругости) породы, пор, твердой фазы и пористой среды. Из этих коэффициентов на практике наиболее широко применяется коэффициент сжимаемости пористой среды рс. Величина этого коэффициента меняется в пределах (0,3 ... 2,0) 10"10Па.
При значительном снижении пластового давления происходят необратимые пластические деформации. Пластические свойства пород при высоких давлениях особенно ярко проявляются у глины, каменной соли и пород, содержащих в значительных количествах глинистые минералы.
Оценку упругих свойств горных пород — естественных кернов Куюмбинского месторождения проводили на аппарате Антонова (рисунок 4.2). При определении коэффициента сжимаемости на этой установке в ее системе создается высокое давление, достигающее 50 МПа.
Похожие диссертации на Разработка технологий освоения нефтенасыщенных объектов рифейских карбонатных отложений Восточной Сибири
