Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ эффективности разработки месторождения дракон» 8
1.1. Общие геологические сведения о залежи 8
1.2. Применяемая система заводнения 10
1.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки 12
1.4. Положение текущего водонефтяного контакта 16
1.5. Выводы по главе 1 18
2. Исследования механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ 20
2.1. Методы закачки поверхностно-активных веществ в сочетании с традиционными методами 21
2.2. Некоторые поверхностно-активные вещества, применяемые для увеличения нефтеотдачи 24
2.3. Научное обоснование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ... 31
2.4. Улучшение вязкости закачиваемых флюидов композицией поверхностно-активных веществ 38
2.5. Выводы по главе 2 42
3. Экспериментальные исследования композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти 43
3.1. Цели лабораторных исследований и механизм воздействия процесса 43
3.2. Химические реагенты и используемое оборудование 45
3.3. Исследование поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами 48
3.4. Определение возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой 51
3.5. Исследование термостойкости композиций поверхностно-активных веществ 54
3.6. Определение оптимальных составов и концентраций систем поверхностно-активных веществ 56
3.7. Выводы по главе 3 з
4. Исследования процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно активного вещества на модели пласта залежи фундамента 66
4.1. Моделирование пласта залежи фундамента 66
4.2. Взаимодействие с морской водой и поверхностное натяжение на границе «нефть - раствор» в различных температурных измерениях 68
4.3. Исследование степени адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхностях пород фундамента 69
4.4. Исследование изменения адгезионно-смачиваемости поверхности пород 73
4.5. Исследование действия композиций поверхностно-активных веществ на капиллярную автопроницаемость 75
4.6. Исследования процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента 76
4.7. Изучение влияния рН в процессе выдержки и нагнетания на термостойкость опытных композиций поверхностно-активных веществ 80
4.8. Исследование влияния пластовых вод на термостойкость
опытных композиций поверхностно-активных веществ 82
4.9. Композиции поверхностно-активных веществ с разными
концентрациями добавок с целью улучшения вязко сти 85
4.10. Испытание вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента 88
4.11. Выводы по главе 4 91
5. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно активных веществ при заводнении и ее апробации в промышленных условиях 93
5.1. Оценка эффективности на гидродинамической модели 93
5.2. Основные требования к техническим характеристикам композиций поверхностно-активных веществ 97
5.3. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении 100
5.4. Выводы по главе 5 ПО
Основные выводы и рекомендации 111
Библиографический список использованной
- Анализ эффективности реализуемой системы разработки
- Улучшение вязкости закачиваемых флюидов композицией поверхностно-активных веществ
- Определение возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой
- Исследование степени адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхностях пород фундамента
Анализ эффективности реализуемой системы разработки
Пробная эксплуатация залежи участка была начата в июне 1996 г. В период с февраля 1997 г. по октябрь 1998 г. был перерыв, связанный с запарафинированием нефтепровода. Начальные дебиты нефти по скважинам изменялись от 180 до 650 т/сут Залежь разрабатывается на естественном режиме вытеснения.
Характерной особенностью пробной эксплуатации скважин явилось достаточно заметное снижение среднесуточных дебитов нефти, а затем и снижение пластового давления в залежи. Отмечается возрастающая активность приконтурной зоны, заметное проявление которой было отмечено в период длительной остановки залежи, выразившееся в восстановлении пластового давления до начального значения [42].
Анализ энергетической характеристики залежи показывает, что в случае замкнутости за счёт упругого запаса пластовой системы отобрано количество нефти, соответствующее коэффициенту нефтеизвлечения около 10 %. Исходя из анализа пробной эксплуатации залежи, при разработке «Технологической схемы разработки и обустройства месторождения «Дракон» [67], были приняты основные принципы по системе разработки, некоторые из них следующие: - закачка воды производится не выше абсолютной отметки - 2950 м и не ниже - 3200 м; - основной фонд добывающих и нагнетательных скважин бурится с субгоризонтальным продолжением ствола в продуктивной и заводнённой частях разреза, максимальный угол наклона не должен превышать 60; - в добывающих скважинах эксплуатационная колонна спускается в кровлю продуктивных отложений, интервал открытого ствола должен располагаться выше начального положения ВНК на 1/3 часть от общей толщины продуктивных отложений в скважине. В случае неустойчивости горных пород в процессе бурения интервал открытого ствола перекрывается фильтром; - основным способом механизированной эксплуатации является газлифтный способ; в нагнетательных скважинах эксплуатационной колонной перекрываются продуктивные отложения до абсолютной отметки - 2950 м, интервал открытого ствола 2950...3200 м; - объем нагнетаемой в залежь воды должен обеспечивать поддержание пластового давления, близкого к гидростатическому, обеспечивающему максимальный период фонтанирования скважин. При таком условии компенсация отборов закачкой должна составлять 85... 90 %.
Такая система заводнения разделена по вертикали на 2 зоны: верхняя -зона отбора и нижняя - зона закачки. При условии правильной реализации системы ожидается равномерное поднятие ВНК вверх и получается максимальный коэффициент охвата и заводнения залежи, что повлечет за собой высокий КИН.
Для обеспечения наиболее продолжительного безводного периода работы скважин очень важно поддерживать забойное давление выше давления, способствующего образованию конуса подошвенной воды. Негативные последствия конусообразования выражаются не только в увеличении обводненности добываемой продукции, но и приведут к защемлению части активных запасов, что может существенно понизить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения [42].
По состоянию на 01.01.2011 г. по залежи фундамента общий фонд объекта составил 24 скважины. Добывающий фонд составил 17 скважин, в т.ч. действующие - 14 скв., бездействующие - 2 скв. (в ожидании зарезки второго ствола), в переводе в нагнетательный фонд - 1 скв. Нагнетательный фонд составил 7 действующих скважин. Все добывающие скважины эксплуатировались газлифтным способом, кроме скв. №№ 311 и 317, которые эксплуатируются фонтанным способом.
Основной фонд скважин располагается в центральной части поднятия, в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин. Периферийные участки залежи, характеризующиеся незначительной нефтенасыщенной толщиной с ухудшенными значениями фильтрационно-ёмкостных параметров, и запасы нефти, по которым, в основном, отнесены к категории Сг, в активную разработку вовлекать не планируется и они могут быть выработаны за счет упругой энергии пластовой системы и подъёма водонефтяного контакта.
По динамике изменения пластовых давлений скважин залежи нефти фундамента месторождения «Дракон» были выделены группы скважин с отличающимися между собой характерами изменения пластовых давлений, на основании которых по плану можно разделить залежь нефти фундамента на три зоны, отделяющиеся низкопроницаемыми границами и нарушениями (рисунок 1.1). Однако необходимо отметить, что изолированность разделенных зон не является абсолютной, поэтому деление залежи на отдельные зоны носит только относительный характер: - первая зона занимает территорию центра структуры и включает в себя скв. №№ 14, 21, 206, 302, 303, 305, 306, 308, 309, 310, 312, 314, 318; - вторая зона занимает восточную территорию структуры и включает в себя нагнетательные скв. №№ 203, 301, 304 и добывающие скв. №№ 313 и 315. В этой зоне не было добычи нефти из-за отсутствия продуктивных добывающих скважин. Результаты бурения скв. №№ 203, 304, 301 и их освоение показало, что ФЕС коллекторов в этой зоне очень низкое; - третья зона занимает большую территорию на западе структуры с большими запасами и включает в себя скв. №№ 201, 307, 311,316, 317 и 319.
Надо отметить, что нагнетательные скважины расположены весьма неравномерно. Во второй зоне, где нет добывающих скважин, 3 нагнетательные скважины, в третьей и первой зонах по 2, которые приходятся на 13 добывающих скважин.
Улучшение вязкости закачиваемых флюидов композицией поверхностно-активных веществ
Специфичность свойств нефти с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявление тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновской нефти. Среди исследователей, работавших в этой области, можно назвать А.Х. Мирзаджанзаде, В.В. Девликамова, А.Т. Горбунова, И.М. Аметова, З.А. Хабибуллина, А.Г. Ковалева, М.М. Кабирова и др. [3, 4, 25, 26, 44, 47, 48, 59, 78].
Многие нефти с высоким содержанием смол и асфальтенов обладают высокой вязкостью (около 2 сП при 91 С у нефти месторождения «Дракон»), а нагнетаемая в пласт вода - очень низкой (0,38 сП при 91 С), что дает высокое соотношение подвижности между нефтью и водой, которое приводит к низкой эффективности вытеснения нефти. С целью увеличения эффективности вытеснения нефти, уменьшают поверхностное натяжение между нефтяной и водной фазами и увеличивают коэффициент вытеснения, применяя метод закачки ПАВ и полимеров. Закачка последних обладает высокой эффективностью, при этом возможно получить до 70 % остаточной нефти после вторичной разработки.
В смеси композиции ПАВ-полимеров имеются 2 области, где поверхностное натяжение может убывать - одна с низкой концентрацией ПАВ (0,1...0,2 %) и другая - с высокой (2...10 %). Первая - это область с концентрацией ПАВ, близкой к критической концентрации мицеллообразования (ККМ). Кроме того, движение ПАВ от водной фазы к нефтяной тоже влияет на процесс уменьшения поверхностного натяжения. В области с высокой концентрацией ПАВ образуется фаза микроэмульсии в флюиде с критической концентрацией нефти в морской воде. При отсутствии нефти ПАВ и полимеры могут разделяться на 2 слоя, а в противном случае - образуют фазу микроэмульсии, которая может дополняться присутствием полимеров
Благодаря капиллярной самофильтрации смачиваемой фазы (воды), при замещении неадгезионной фазы (нефти) в микротрещинах, происходит вытеснение нефти. Эффективность сбора нефти в нефтяную зону зависит от вязкости нефтеводной поверхности. В процессе вытеснения нефти, возможно, образуется водная оболочка, покрывающая нефть, которая может привести к формированию мелких частиц. Благодаря низкой вязкости нефтеводной поверхности эти частицы присоединяются к более крупным нефтяным массам, избегая рассеяния нефти.
При течении флюидов в средних по размеру пустотах, композиция эмульсии образуется на границе фаз ПАВ-зоны нефти, а на границе ПАВ-полимеры - их смеси.
В области низкой концентрации ПАВ, уменьшение поверхностного натяжения сильно зависит от количества ПАВ, мигрирующего от фазы нагнетаемой воды к нефти. Для наглядного показа процесса передвижения ПАВ, введено представление о коэффициенте распределения ПАВ в смеси нефть - морская вода. Коэффициент распределения ПАВ устанавливается по соотношению содержаний ПАВ в нефти и в воде.
Очевидно, что этот метод может иметь высокую эффективность по вытеснению нефти, но для успешного его применения требуются огромный объем подходящих полимеров и хорошие взаимосвязи между двумя группами химических веществ. Затраты на работу очень высокие в связи с высокой ценой полимеров и, как правило, требуются большие расходы на выбор полимеров, хорошо соединяющихся с ПАВ, для пластов с высокими температурой, содержанием соли и твёрдостью [86, 101].
В последнее время многие исследователи предлагают ввести небольшой объём подходящих полимеров в ПАВ для закачки в пласт, и при этом возникает доминальный эффект, который дает дополнительный объём извлекаемой нефти. По механизму вытеснения нефти, полимеры и ПАВ находятся в отдельных фазах, полимеры попадаются в ловушки в зонах с высокой проницаемостью, а ПАВ - на водно-нефтяной границе. В результате этого уменьшается поверхностное натяжение между нефтяной и водной фазами, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти [39, 40, 88, 101].
В настоящее время залежь фундамента месторождения «Дракон» разрабатывается со средней обводненностью продукции (22,4 %), причем обводненность добывающих скважин постоянно увеличивается. Большинство скважин работают механизированным способом и, в основном, с постепенно падающими дебитами (30...40 т/сут). На центральной повышенной части залежи многие добывающие скважины высоко обводнены, возможность дополнительной добычи из новых добывающих скважин в этом районе небольшая. Повышение добычи пласта может быть только одним путем - применением соответствующих методов увеличения нефтеотдачи, одним из которых является метод закачки ПАВ, который и был исследован с целью применения в условиях фундамента месторождения «Дракон».
Применение технологии закачки раствора ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов залежи фундамента в пробно-промышленном масштабе необходимо для достижения следующих целей: - обоснование для развертывания применения технологии в массовом порядке; - применение технологии позволяет увеличить конечный КИН залежи. При увеличении КИН на 1...3 % для залежи фундамента месторождения «Дракон» дополнительно добытый объем нефти составит 300...900 тыс. т; - технология приводит к увеличению дебитов добывающих скважин, предотвращает выбытие скважин, работающих с предельно низкими дебитами, которые по экономическим расчетам являются нерентабельными.
Определение возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой
Порядок исследования термостойкости систем ПАВ следующий [41, 70]: - налить в каждую термостойкую ампулу 50 мл раствора ПАВ, композиции растворов ПАВ; - всасывать газ (азот) в ампулы и закрывать их сваркой; - выдержать ампулы в сушильном шкафу при температуре 91 С; - наблюдать растворы в течение 31 суток, в конце каждой недели вынимать образцы из шкафа для определения поверхностного натяжения и по изменению этого показателя растворов судить о термостойкости систем ПАВ. Результаты проведения термовыдержки растворов ПАВ при ККМ или близко к ККМ в течение 31 суток показывают, что ASAS2 являются самыми стабильными в термическом отношении по сравнению с двумя остальными композициями. После 30 суток выдержки очень мало меняется величина их поверхностного натяжения нефть - ПАВ по сравнению с ASAS3 и ASAS4, и более того, после месячной термовыдержки раствор ASAS2 остается прозрачным, в нем не выпадает осадок. В то же время, после месячной выдержки растворы ASAS3 и ASAS4 стали мутными и в них появился осадок. Довольно сильно изменилось поверхностное натяжение между этими растворами и нефтью из фундамента месторождения «Дракон». По термической стабильности, реактив ASAS2 стоит на первом месте, a ASAS3 и ASAS4 не стабильны при выдержке в условиях пластовой температуры фундамента месторождения «Дракон».
При термовыдержке растворов NSAS 1 при низкой концентрации 0,05 % в течение 2 недель, величина поверхностного натяжения возросла больше единицы (от 2,5 мН.м"1 на 3,6 мН.м"1), поэтому этот образец не удовлетворяет требованию по термической стабильности (таблица 3.14).
Реактив NSAS2 обладает довольно высоким поверхностным натяжением (7,3 дин/см) при относительно высокой концентрации (1 %), что не соответствует техническим требованиям, поэтому он исключен из работы.
Реактив Со-ПАВ Изопропанол - изопропиловый спирт (isopropanol) используются в качестве вспомогательного ПАВ для повышения поверхностного натяжения и стабилизации ПАВ в исследуемой среде. Влияние этого вещества на ASAS2 и ASAS3 показывает, что присутствие изопропанола в ASAS3 улучшает свойства этого ПАВ. Раствор ASAS3 (0,02 %) + изопропанол (0,02 %) обладает начальным поверхностным натяжением 0,5 мН/м, меньше чем у раствора ASAS3 (0,02 %).
Причиной пониженного поверхностного натяжения являются: - поляризация изопропанола ниже, чем у ASAS3, поэтому, прежде всего, он стремится к поверхности раздела фаз, избегая взаимодействия с водой; - небольшим размером поля, вещество легко проникает в слой адсорбции и находится в пространстве между большими молекулами ПАВ. Таким образом, очень легко образуется поверхность раздела фаз и поверхностное натяжение снижается.
При наличии изопропанола в растворе ASAS3 осадок не образуется, однако в отдельных растворах с меньшими концентрациями наблюдается осадок. Несомненно, изопропанол стабильно влияет на ASAS3 и, взаимодействуя с ионами ASAS3, препятствует реакции этих ионов со свободными ионами Са , Mg в растворе, препятствуя образованию осадка.
По результатам сравнения систем, композиция ASAS1 и NSAS2 обладают самым низким поверхностным натяжением между нефтью и раствором ПАВ, поэтому она выбрана для исследования по разработке оптимального соотношения композиций. После недельной термической выдержки все растворы этой композиции образовали осадки и стали мутными за исключением термически стойкой композиции ASAS1:ASAS2 в
Растворение ASAS1 в растворе NSAS2 может быть объяснено тем, что благодаря проникновению молекул NSAS2 в мицеллы ASAS1, образующих в морской воде, мицеллы стали более поляризованными, и поэтому легче растворяются. Причина значительного уменьшения поверхностного натяжения двух фаз растворов ПАВ и нефти может заключаться в том, что ASASl не растворяется в морской воде, поэтому быстро адсорбирует на поверхности, не взаимодействуя с молекулами воды. С другой стороны, NSAS2 тоже вступает в гонку за адсорбцию на поверхности, что приводит к высокой плотности ионов ПАВ на поверхности и поверхностное натяжение раствора становится относительно низким.
На основании технических требований и результатов ряда испытаний на некоторые простые ПАВ и смеси из анионных ПАВ, а также анионные с неионными ПАВ и со-ПАВ, по поверхностному натяжению, термостойкости, взаимосвязи с морской водой, были выбраны несколько веществ для проведения исследования по разработке композиций ПАВ с оптимальными составами и концентрацией для применения в пластовых условиях фундамента месторождения «Дракон». В их число входят: анионные ПАВ -ASASl, ASAS2, ASAS3; неионные ПАВ - NSAS1 и со-ПАВ isopropanol [68, 70].
Исследование степени адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхностях пород фундамента
При выдержке в морской воде было извлечено незначительное количество нефти, а на третий день оно практически остановилось. При наличии ПАВ, резко возросло количество извлеченной нефти во время термической выдержки при всех исследуемых концентрациях (350, 500 и 1000 ррт). Процесс проницаемости увеличивается со временем под воздействием капиллярной автопроницаемости.
Таким образом, под воздействием ПАВ изменяется смачиваемость пород-коллекторов от нефтесмачиваемости до переходной или водосмачиваемости (изменение угла контакта), что приводит к увеличению автопроницаемости и, следовательно, улучшение нефтеотдачи.
Для получения высокой эффективности процесса извлечения нефти, время соприкосновения растворов ПАВ с нефтеносным керном играет решающую роль. Такая операция может быть выполнена путем регулирования скорости закачки или времени выдержки керна для максимального вытеснения нефти на поверхность.
Исследования процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций ПАВ на модели пласта залежи фундамента
Результаты опытов исследования термостабильности раствора AMS-2 концентрацией 500 ррт в морской воде до и после выдержки при температуре 91 С (поверхностное натяжение определено по ASTM445-03) показывают, что поверхностное натяжение на границе «нефть - раствор» AMS-2 до воздействия температуры составляет о = 0,19 мН/м, а после выдержки при температуре 91 С в течение 31 дня о = 0,21 мН/м [69].
Изменение поверхностного натяжения на границе нефть - композиция ПАВ во времени при выдержке при температуре 91 С приведено на рисунке 4.3. 40
Зависимость поверхностного натяжения на границе керосин-раствор AMS-2 от времени выдержки при температуре Т = 91 С.
Зависимость коэффициента вытеснения нефти от объема закачки ПАВ в моделях 1-3 приведена на рисунках 4.4 - 4.6, а результаты определения коэффициента вытеснения нефти в таблице 4.10. 4 « I 10 И
Исходя из вышеизложенных результатов определения коэффициента нефтевытеснения и данных по пластовым моделям, можно отметить следующее: - восстановление проницаемости системы образцов в моделях 2 и 3 лучше, чем в модели 1, где проницаемость уменьшалась на 40 %; - при одинаковом содержании ПАВ (1000 ррт), модель с большей долью макроскопических пустот (0,16 против 0,15) обладает меньшим коэффициентом нефтевытеснения (6,2 % против 8,3 %); - при повышении содержания ПАВ в два раза (с 500 ррт до 1000 ррт), коэффициент нефтевытеснения увеличивается на 2,3 раза. В системе образцов моделей 2 и 3 проницаемость не только восстановилась, но и выросла на довольно большую величину по сравнению с их водопроницаемостью до закачки растворов ПАВ. Это показывает, что раствор ПАВ вытесняет большую часть нефти из трещин (особенно микротрещин), тем самым расширяет их размеры, что приводит к увеличению связи между трещинами, и в результате чего флюиды легче курсируют в системе образцов, водопроницаемость увеличивалась по сравнению с начальной.
Кроме того, величина соотношения макроскопической к микроскопической пустотно сти значительно влияет на увеличение коэффициента нефтевытеснения. В системе, где микропустотности больше, остаточная нефть в коллекторах после нагнетания морской водой будет большой, поэтому при закачке растворов ПАВ, вытесненная часть нефти больше чем в другой системе.
С другой стороны, изменение концентрации ПАВ в нагнетательных растворах также играет определяющую роль в росте коэффициента нефтевытеснения. Объяснение такого явления основано на изменении поверхностного натяжения. Результаты определения величины поверхностного натяжения пластовой нефти-композиции ПАВ в морской воде при различных концентрациях показаны в таблице 4.11.
Можно отметить, что, коэффициент нефтевытеснения значительно увеличивается при концентрации ПАВ близкой к ККМ (1000 ррт), в то же время, при концентрации ПАВ 500 ррт (намного ниже ККМ) ЭТОТ коэффициент немного вырос. По сравнению с нагнетанием водой, при закачке растворов ПАВ AMS-2 коэффициент нефтевытеснения увеличивается на: фундамента месторождения «Дракон» показывают, что при довольно невысокой их концентрации (1000 ррт) и режиме нагнетания небольшого объема в 0,15 порового объема, без применения щелочных или полимерных растворов, увеличение коэффициента нефтеотдачи достигает до 7,2 %. Это указывает на хорошую возможность применения в практике метода закачки систем ПАВ. Поэтому целесообразно продолжать исследование об условиях закачки, влиянии особенности керна, концентрации ПАВ, времени термической выдержки и по моделированию процесса нефтевытеснения в скважинах для выбора оптимального режима для применения в практике, чтобы достигать эффективного нефтевытеснения.
Изучение влияния рН в процессе выдержки и нагнетания на термостойкость опытных композиций поверхностно-активных веществ
Для усовершенствования ПАВ для нагнетания и улучшения коэффициента вытеснения нефти из фундамента месторождения «Дракон», введены некоторые вещества-добавки к разным образцам ПАВ AMS-2 и исследовались изменения рН и поверхностного натяжения нефтяной и водной фаз при выдержке температуры, аналогичной пластовой на месторождении «Дракон». Результаты опыта приведены в таблице 4.12 и на рисунке 4.7.
