Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор и анализ современных технологий водоизоляции в условиях неоднородных коллекторов на завершающей стадии разработки месторождений. анализ оптического метода контроля за разработкой нефтяных месторождений 10
1.1 Краткая характеристика геологического строения терригенных коллекторов Республики Татарстан 10
1.2 Анализ состояния разработки терригенных коллекторов Ново-Елховского нефтяного месторождения 12
1.3 Характеристика современных методов увеличения нефтеизвлечения 14
1.3.1 Обзор современных полимерных составов для внутрипластовой водоизоляции 16
1.4 Анализ оптического метода контроля за разработкой нефтяных месторождений 22
Выводы к главе 1 25
ГЛАВА 2 Разработка полимерных составов для внутрипластовой водоизоляции в терригенных коллекторах 26
2.1 Обоснование химической природы разработанных полимерных составов 26
2.1.1 Обоснование выбора компонентов полимерного состава на основе полимера акрилового ряда 26
2.1.2 Обоснование выбора компонентов полимерного состава на основе поливинилового спирта 29
2.2 Исследования спектров поглощения разработанных полимерных составов при спектрометрии комбинационного рассеивания 32
2.3 Исследования водородного показателя разработанных полимерных составов 34
2.4 Исследования реологических характеристик разработанных полимерных составов 35
2.5 Исследования микрореологических характеристик разработанных полимерных составов 58
2.6 Определение времени гелеобразования разработанного полимерного состава на основе
поливинилового спирта оптическим методом 61
2.7 Определения температуры замерзания компонентов полимерного состава на основе
поливинилового спирта 63
2.8 Исследования влияния щелочного раствора, входящего в состав разработанного
полимерного состава, на поверхностное натяжение на границе «нефть - дистиллированная
вода» 64
2.9 Исследования адгезионных свойств разработанных полимерных составов 66 2.10 Исследования влияния минерализации пластовой воды Ново-Елховского месторождения
на образование осадков с щелочью и подбор концентраций комплексона для предотвращений
их образований 69
2.11 Исследования скорости коррозии разработанных полимерных составов 71
2.12 Подбор деструктора для разрушения разработанных полимерных составов 72
Выводы к главе 2 73
ГЛАВА 3 Фильтрационные исследования разработанных полимерных составов 75
3.1 Подготовка к фильтрационным исследованиям с использованием насыпных моделей и
естественных образцов керна Ново-Елховского месторождения 76
3.2 Фильтрационные эксперименты на насыпных моделях с целью определения проникающей и водоизоляционной способности полимерных составов (при различных соотношениях фильтрационно-емкостных свойств насыпных моделей) 82
3.3 Фильтрационные эксперименты полимерных составов на насыпных моделях неоднородного пласта (при различных соотношениях фильтрационно-емкостных свойств насыпных моделей) 3.4 Фильтрационные эксперименты полимерных составов на большеобъемных насыпных моделях неоднородного пласта 91
3.5 Рентгенотомографические исследования насыпных моделей, обладающих различными фильтрационно-емкостными свойствами, с целью определения глубины проникновения полимерного состава, его расположения в поровом пространстве 94
3.6 Определение изменения компонентного состава и плотности модели пластовой воды до и после закачки полимерных составов на основе полимера акрилового ряда 100
3.7 Обоснование технологий применения разработанных полимерных составов для внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов 102
3.8 Описание технологического процесса закачки разработанного полимерного состава на основе полимера акрилового ряда с регулятором гелеобразования 104
3.9 Описание технологического процесса закачки разработанного полимерного состава на основе поливинилового спирта 108
Выводы к главе 3 112
ГЛАВА 4 Сравнительный анализ технологий внутрипластовой водоизоляции с применением оптического метода контроля 113
4.1 Подготовка к оптическим исследованиям проб нефти, отобранных до и после внутрипластовой водоизоляции в терригенных коллекторах Ново-Елховского месторождения113
4.2 Оптические исследования проб нефти и анализ промысловых данных по результатам внутрипластовой водоизоляции 114
4.3 Мобильное устройство автоматизированного измерения оптических свойств нефти на устье
нефтедобывающей скважины 118
4.4 Качественное и количественное определение микроэлементов в нефти Ново-Елховского
месторождения 119
Выводы к главе 4 121
Заключение 123
Список сокращений и условных обозначений 125
Список литературы 126
- Анализ состояния разработки терригенных коллекторов Ново-Елховского нефтяного месторождения
- Обоснование выбора компонентов полимерного состава на основе поливинилового спирта
- Фильтрационные эксперименты на насыпных моделях с целью определения проникающей и водоизоляционной способности полимерных составов (при различных соотношениях фильтрационно-емкостных свойств насыпных моделей)
- Оптические исследования проб нефти и анализ промысловых данных по результатам внутрипластовой водоизоляции
Введение к работе
Актуальность темы обусловлена предельно высокой
обводненностью большинства нефтяных месторождений
Российской Федерации, приуроченных к терригенным коллекторам
и находящихся на завершающей стадии разработки, ростом доли
трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в
неохваченных ранее дренированием зонах терригенных
коллекторов. Снижение обводненности скважинной продукции,
выравнивание фронта вытеснения закачиваемой водой,
внутрипластовая водоизоляция (ВВ) промытых зон, вовлечение в разработку невыработанных нефтенасыщенных зон достигаются путем создания водоизоляционного экрана химическими реагентами или продуктами их реакции.
Значительный вклад в разработку технологий и методов увеличения нефтеизвлечения с применением физико-химических методов воздействия на пласты внесли Алтунина Л.К., Газизов А.А., Газизов А.Ш., Григоращенко Г.И., Девликамов В.В., Зейгман Ю.В., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Г.З., Ибрагимов Н.Г., Кадыров Р.Р., Ленченкова Л.Е., Мусабиров М.Х., Муслимов Р.Х., Петров Н.А.. Рогачев М.К., Стрижнев В.А., Стрижнев К.В., Сургучев М.Л., Уметбаев В.Г., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Швецов И.А., James J. Sheng, Larry W. Lake, Latil Marcel и др.
Широкое промышленное применение в нефтедобыче нашли
водорастворимые органические полимерные составы для
внутрипластовой водоизоляции. Существенным недостатком
применяемых полимерных композиций при внутрипластовой
водоизоляции является отсутствие возможности контроля и
регулирования процесса гелеобразования в системе скважина-пласт.
Применение низкоконцентрированных полимерных составов
приводит к снижению продолжительности эффективности
технологии из-за низкой прочности. Использование
концентрированных полимерных составов уменьшает глубину проникновения композиции в выработанную зону пласта. Повторные обработки применяемыми полимерными составами также снижают их эффективность.
Актуальным направлением для повышения эффективности
разработки нефтяных месторождений является создание и
применение технологий внутрипластовой водоизоляции с
использованием полимерных составов с регулируемым процессом
гелеобразования, с повышенной прочностью и проникающей
способностью. Комплексные лабораторные исследования позволят
подобрать оптимальный полимерный состав для внутрипластовой
водоизоляции с учетом его физико-химических, реологических и
фильтрационных характеристик для конкретных геолого-
физических условий нефтяных месторождений.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки терригенных коллекторов нефтяных месторождений.
Идея работы
Повышение эффективности разработки нефтяных
месторождений с терригенными коллекторами может быть
обеспечено за счет применения разработанных технологий
внутрипластовой водоизоляции с использованием полимерных
составов с улучшенными реологическими и фильтрационными
свойствами при оптическом контроле за процессом
нефтеизвлечения.
Задачи исследований:
-
Изучить особенности геологического строения терригенных отложений Ново-Елховского месторождения, проанализировать текущее состояние разработки тиманских и пашийских горизонтов Ново-Елховского месторождения.
-
Выполнить анализ современного состояния существующих технологий внутрипластовой водоизоляции в терригенных коллекторах и обобщить результаты их применения.
-
Выполнить анализ и обоснование химических реагентов для регулирования процесса сшивки полимера акрилового ряда. Выполнить анализ и обоснование компонентов полимерного состава на основе поливинилового спирта (ПВС).
4. Исследовать влияния компонентов регулятора
гелеобразования на физико-химические, реологические свойства
полимерного состава на основе полимера акрилового ряда.
5. Разработать полимерный состав на основе ПВС для
внутрипластовой водоизоляции и исследовать его физико-
химические и реологические характеристики.
6. Исследовать влияния полимерных составов на основе
полимера акрилового ряда с регулятором гелеобразования и на
основе ПВС на фильтрационные характеристики терригенных
коллекторов.
-
Разработать технологии применения полимерных составов на основе полимера акрилового ряда с регулятором гелеобразования и на основе ПВС для внутрипластовой водоизоляции в терригенных коллекторах нефтяных месторождений.
-
Выполнить сравнительный анализ промыслового применения технологий внутрипластовой водоизоляции с применением оптического метода контроля.
Методы исследований
Работа выполнена в соответствии со стандартными и исследовательскими экспериментальными методами, а также с использованием специально-разработанных методик. Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.
Научная новизна работы:
-
Установлены закономерности изменения физико-химических, реологических и фильтрационных характеристик полимерного состава на основе полимера акрилового ряда, содержащего сшиватель (соль трехвалентного металла), в зависимости от концентрации в нем регулятора гелеобразования (сильной одноосновной кислоты и гидроксида металла), времени и фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов.
-
Установлены закономерности изменения физико-химических, реологических, фильтрационных характеристик и оптических свойств полимерного состава на основе поливинилового спирта в зависимости от концентрации ПВС, биполярного апротонного растворителя, инициатора гелеобразования (гидроксида металла со степенью окислению +1), термостабилизатора (соль трехвалентного хрома), времени и фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов.
-
Выявлена способность полимерного состава, включающего полимер акрилового ряда, сшиватель (соль трехвалентного металла) и регулятор гелеобразования (сильной одноосновной кислоты и
гидроксида металла), и полимерного состава, представляющего
собой смесь ПВС, биполярного апротонного растворителя,
инициатора гелеобразования (гидроксида металла со степенью
окисления +1), термостабилизатора (соль трехвалентного хрома),
снижать обводненность и увеличивать коэффициент
нефтеизвлечения из модели неоднородного пласта терригенных коллекторов.
4. Установлена зависимость изменения оптических свойств
нефти от изменения технологических показателей разработки
нефтяного месторождения до и после технологии внутрипластовой
водоизоляции при оптическом контроле за процессом
нефтеизвлечения.
Защищаемые научные положения:
1. Введение в состав полимерного раствора, включающего 0,5-
5% масс. полимера акрилового ряда и 0,1-1,5% масс. сшивателя
(соль трехвалентного металла), сильной одноосновной кислоты в
количестве 0,1-3,5% масс. и гидроксида металла – 0,06-1,5% масс.
улучшает реологические, физико-химические и фильтрационные
характеристики исходного полимера для внутрипластовой
водоизоляции в неоднородных коллекторах.
2. Добавление к поливиниловому спирту 0,1-20% масс.
биполярного апротонного растворителя 0-47,5% масс., гидроксида
металла со степенью окисления +1 в количестве 0-9% масс., соль
трехвалентного хрома 0-4% масс. позволит создать полимерный
состав с широким диапазоном физико-химических, реологических и
фильтрационных характеристик для закачки в неоднородный пласт.
-
Выявленная способность разработанных полимерных составов снижать обводненность и увеличивать коэффициент нефтеизвлечения за счет создания прочного гелевого экрана и перенаправления фильтрационных потоков в неохваченные ранее дренированием низкопроницаемые нефтенасыщенные участки пласта позволила разработать технологии внутрипластовой водоизоляции в неоднородных терригенных коллекторах.
-
Установленная зависимость изменения коэффициента светопоглощения нефти от изменения дебита нефти и изменения обводненности добываемой продукции до и после технологии внутрипластовой водоизоляции позволит оценить эффективность
применения технологии водоограничения.
Достоверность научных положений, выводов и
рекомендаций подтверждена теоретическими и
экспериментальными исследованиями с использованием
современного оборудования (компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Bruker, Vinci Technologies и др.), высокой сходимостью расчетных и экспериментальных величин, воспроизводимостью полученных данных.
Практическое значение работы:
1. Разработан полимерный состав на основе полимера
акрилового ряда, сшивателя и регулятора гелеобразования (сильной
одноосновной кислоты и гидроксида металла) для перенаправления
фильтрационных потоков в терригенных коллекторах.
2. Разработан полимерный состав на основе ПВС, биполярного
апротонного растворителя, гидроксида металла со степенью
окисления +1, термостабилизатора (соль трехвалентного хрома) для
внутрипластовой водоизоляции с широким диапазоном физико-
химических, реологических и фильтрационных характеристик.
-
Обоснованы технологии внутрипластовой водоизоляции нефтяных месторождений с применением полимерных составов на основе полимера акрилового ряда с регулятором гелеобразования и на основе ПВС.
-
Разработана и внедрена в лабораторию «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета программа ЭВМ для управления, контроля параметрами насосов серии BTSP компании Vinci Technologies и записи данных удаленно на компьютере.
5. Разработаны экспериментальные методы определения
времени гелеобразования полимерного состава на основе ПВС по
оценке изменения его оптических свойств во времени, проведения
фильтрационных исследований на большеобъемных насыпных
моделей неоднородного пласта, рентгенотомографических
исследований образцов горной породы с использованием
рентгеноконтрастного вещества при фильтрационных
исследованиях.
6. Разработано мобильное устройство автоматизированного
измерения оптических свойств нефти на устье нефтедобывающей
скважины (Патент на полезную модель № 123455) для геолого-
промыслового контроля.
7. Материалы диссертационной работы могут быть
использованы в учебном процессе для направления «Нефтегазовое дело» при изучении дисциплин «Текущий и капитальный ремонт скважин» и «Скважинная добыча нефти и газа».
Апробация работы
Основные положения, результаты теоретических и
экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 15 международных и всероссийских научно-практических конференциях, симпозиумах, форумах и семинарах.
Публикации
По теме диссертации опубликовано всего 40 научных работ, из них 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации, и получен 1 патент на полезную модель.
Структура и объем диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав,
заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка
литературы, включающего 211 наименований. Материал
диссертации изложен на 143 страницах машинописного текста, включает 25 таблиц и 69 иллюстраций.
Анализ состояния разработки терригенных коллекторов Ново-Елховского нефтяного месторождения
В Российской Федерации (РФ) выделяются 12 нефтегазоносных провинций (НГП). Основными нефтегазоносными бассейнами (НГБ) являются Волго-Уральский, ЗападноСибирский, Тимано-Печорский и Прикаспийский. К первым трем провинциям относятся 63 из 65 уникальных и крупнейших нефтяных месторождений [1,2].
Основная часть запасов нефти месторождений Западно-Сибирской НГП содержатся в терригенных отложениях нижнего мела и юры, представленных в основном песчаниками и алевролитами полимиктового типа. Нефтяные месторождения провинции многопластовые. Основная доля остаточных запасов нефти, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам, относится к трудноизвлекаемым вследствие высокой фильтрационной неоднородности продуктивных пластов [1,3,4].
Нефтяные месторождения Тимано-Печорской НГП характеризуются высокой расчлененностью пластов и относятся к сложнопостроенным. Остаточная нефть в основном относится к трудноизвлекаемым запасам, в том числе и из-за высокой вязкости [1,5].
Основные запасы углеводородов Прикаспийский НГБ приурочены к подсолевому (эйфельско-франскому) продуктивному комплексу, сложенному терригенно-карбонатными породами. Верхняя часть комплекса представлена карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями, нижняя – терригенными породами. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов резко изменчивы вследствие переслаивания представленных горных пород [2,6].
Волго-Уральская НГП охватывает Предуральский краевой прогиб и восточную часть Восточно-Европейской платформы, в которой выделены несколько положительных и отрицательных структур. К структурам первого порядка относится Татарский свод, разделенный Нижне-Камской системой линейных дислокаций на Северо-Татарский и ЮжноТатарский свод. Основная доля запасов нефти (87,2%) сосредоточена в Южно-Татарском своде. На склонах структуры первого порядка выделены тектонические ступени, отделяющиеся друг от друга грабеннобразными прогибами и с возможностью аккумулировать УВ [1].
По особенностям геологического строения нефтяные месторождения, обнаруженные в гранциах Южно-Татарского свода, разделяют на: 1-ая группу – контролируемые структурами первого и второго порядка; 2-ая группу – приуроченные к структурам третьего порядка. К 1-ой группе относят Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское и др. месторождения. Для тиманско-пашийских горизонтов Ромашкинского месторождения ловушкой служит вершина структуры первого порядка, для Ново-Елховского – верхняя часть склона Южно-Татарского свода. Первая группа месторождений характеризуется следующими особенностями: 1. Основные запасы углеводородов приурочены к тиманско-пашийским отложениям девона. 2. Нефтяные месторождения имеют широкое площадное развитие. 3. Основные нефтеносные объекты являются многопластовыми. Тиманско-пашийские отложения содержат 8-9 пропластков. 4. 70% запасов нефти месторождений 1-ой группы относится к категории активных. 5. 84,5% начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) Республики Татарстан (РТ) сосредоточены в Ромашкинском, Ново-Елховском и Бавлинском месторождениях. Ромашкинское и Ново-Елховское месторождения нефти относятся к уникальным по величине НИЗ (более 300 млн. т.).
Ново-Елховское нефтяное месторождение относится к Акташско-Ново-Елховской зоне, находящейся в присводовой части Южно-Татарского свода. Она приурочена к крупному линейно-вытянотому валу наложенно-сквозного типа. Залежи нефти в терригенных отложениях девона контролируются всей структурой вала, а также полями распространения пластов-коллекторов [7].
В нижней части геологического разреза девонской системы до тиманского горизонта включительно выделены продуктивные пласты, образованные терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми отложениями и разделенные между собой плотными и глинистыми породами. Количество выделенных продуктивных пропластков в пашийском горизонте доходит до 6: а, б1, б2+3, в, г, д. В тиманском горизонте выделен один (реже – два) продуктивный пласт – Д0. Продуктивные пласты представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми кварцевыми хорошо отсортированными алевролитами с различным содержанием глинистости.
В целом основные продуктивные отложения Ново-Елховского месторождения характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью, прерывистостью в распространении коллекторов, высокой расчлененностью [10] (таблица 1.1).
Резкое изменение литолого-физических характеристик нефтеносных коллекторов в пределах одного многопластового объекта разработки (коэффициент расчлененности до 5,1) приводит к неодинаковой степени охвата продуктивных пластов влиянием закачки, что является причиной разноскоростной выработки этих пластов и образования застойных, тупиковых нефтяных зон, снижающих текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН).
Ново-Елховское нефтяное месторождение находится на завершающей стадии разработки, и объекты девона характеризуются высокой степенью выработанности продуктивных пластов [10,11,12]. На 01.01.2011 накопленная добыча нефти по тиманско-пашийским отложениям составила примерно 260 млн.т., доля от общей добычи по месторождению – 88,8%. На долю остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) нефти в терригенных отложениях девона в общем объеме запасов приходится 7,8%. Обводненность добываемой продукции составила 88,4%, накопленный водонефтяной фактор (ВНФ) – 2,35 ед., а текущий ВНФ – 7,6 ед.
На 01.01.2015 отобрано 91,2% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН 0,439, обводненность 89,3% по пластам Д0 + ДI (основные ТПР уточнены у главного геолога ПАО «Татнефть» Хисамова Р.С.).
Анализ структуры ОИЗ нефти показал, что основную часть потерь нефти за счет системы разработки составляют тупиковые, застойные зоны, отдельные участки коллектора, еще не охваченные воздействием [1]. Причинами возникновения ранее описанных зон являются неоднородность пласта по проницаемости, низкий охват продуктивного пласта заводнением из-за недостаточной плотности сетки скважин; капиллярного защемления нефти, формирования пленочной нефти на зернах горной породы вследствие изменения компонентного состава углеводородов, увеличения тяжелых фракций, полярных асфальтено-смолистых веществ в процессе выработки запасов нефти [8,13].
В терригенных коллекторах сосредоточено примерно 47,7% (в карбонатных – 43,7%) ОИЗ нефти РТ и 54,2% (в карбонатных – 33,5%) ПАО «Татнефть» по состоянию на 01.01.2014. Степень выработанности терригенных коллекторов по РТ и ПАО «Татнефть» составляет 85,5% и 87,3% соответственно. Известно из [14], что выработка запасов из высокопроницаемых коллекторов опережает проектный коэффициент нефтеизвлечения (КИН), тогда как из низкопроницаемых – отстает. Важно отметить, что запасы нефти Ново-Елховского месторождения, заключенные в коллекторах с проницаемостью ниже 0,7 мкм2, по всем остальным терригенным отложениям (в том числе по Ромашкинскому месторождению) – ниже 0,3 мкм2 отнесены к некондиционным [15].
Построение геологической и гидродинамической модели Ново-Елховского месторождения на 01.01.2011 подтвердило разноскоростную выработку продуктивных пластов. Остаточная нефть содержится в коллекторах с пониженной проницаемостью kпр 0,1 мкм2 по оценочной классификации песчано-алевролитовых коллекторов (по А.А. Ханину, 1969 г.) [11]. Физические свойства остаточной нефти в частично промытых участках по мере прохождения закачиваемой воды, т.е. техногенно образованных водонефтяных зонах, определяются также свойствами нефти. На структурно-механические свойства капель и пленок нефти, а также на межфазное натяжение на границе «нефть-вода», «нефть-порода» влияют дисперсное строение, содержание природных эмульгаторов: асфальтенов и смол, содержащихся в нефти 2,18-3% (среднеасфальтенистые) и 12,4-15,4% (среднесмолистые), соответственно, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающие адсорбцию более тяжелой нефти на поверхности породы [8]. Применение традиционного заводнения в вышеописанных условиях предопределяет вероятное обводнение продуктивных пластов (средняя обводненность добываемой продукции по девону на Акташской площади составляет 92,2% при выработанности от НИЗ 94,3%), что обуславливает совершенствование технологий извлечения и доизвлечения остаточной нефти из недренируемых, застойных и частично промытых участков коллектора [8,13].
Ново-Елховское месторождение, как и большая часть уникальных и крупных нефтяных месторождений РТ (Ромашкинское, Бавлинское и т.д.), на сегодня характеризуется высокой долей трудноизвлекамых запасов нефти – более 76% (по Российской Федерации в целом около 60%) [16], сосредоточенных в ранее недренируемых и застойных участках и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов, либо в частично промытых объемах пласта при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработанности коллектора). Современное состояние разработки нефтяных месторождений в РФ характеризуется ростом добычи трудноизвлекаемых запасов нефти при увеличении общей добычи УВ (рисунок 1.1) [17].
Обоснование выбора компонентов полимерного состава на основе поливинилового спирта
Установлена зависимость степенного характера водородного показателя полимерного состава от содержания замедлителя гелеобразования. Подобраны концентрации нейтрализатора, достаточного для повышения pH полимерного состава до нейтральной, что удовлетворяет условиям для создания прочного вязкого водоизоляционного экран в пласте. Причем зависимость содержания щелочи в полимерном составе, достаточного для нейтрализации, от концентрации соляной кислоты имеет линейный характер.
Типичными реологическими характеристиками полимерных составов, наиболее значимыми и полно описывающими структурообразующий процесс, изменение физико-механических и химических свойств, являются вязкость, пластическая прочность, адгезия [160]. В данной работе проведены следующие реологические исследования: - определение эффективной вязкости эфф с целью оценки времени гелеобразования tгел полимерных составов при различных содержаниях регулятора времени гелеобразования и в зависимости от скорости сдвига D (скорости закачки в пласт), толщины слоя полимерного состава hпол; - построение «кривых течений» (зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига) с целью оценки критического напряжения сдвига крит после замешивания водоизоляционной композиции и предельного напряжения сдвига пред после сшивки полимерного состава; - динамические испытания полимерных составов при осциллирующих напряжениях с целью определения времени гелеобразования tгел водоизолирующих композиций в состоянии покоя, оценки вязкоупругости полимерных составов во время и после их сшивки: комплексной модули G и модулей упругости G и вязкости G”; комплексной вязкости и ее упругой ” и вязкой компонентов; угла сдвига фаз , комплексной податливости J ; - определение пластической прочности Pпласт полимерных составов при различных содержаниях компонентов полимерных составов. Методики определения пластической прочности, времени гелеобразования визуальным методом и термостабильности разработанных полимерных составов
Для определения пластической прочности полимерного состава использовался метод конического пластометра – метод Ребиндера, основанный на погружении конуса (с углом осевого сечения конуса при вершине, равным 60о) с известной массой в исследуемую систему под действием постоянной нагрузки [38,39,161]. Также исследовано время гелеобразования, методика описана в работах [162-164]. Временем гелеобразования при данном способе считался промежуток времени с момента приготовления полимерного состава до времени, при котором поверхность полимерного состава оставалась неподвижной при наклоне химического стакана объемом 100 мл с исследуемым образцом полимерной композиции под углом 45С.
Термостабильностью полимерных составов считалась температура, при которой водоизоляционная композиция сохраняла структурно-механические, реологические свойства: не приобретала подвижность, сохраняла прочность. Для удобства после приготовления полимерного состава сначала определялось время гелеобразования, затем измерялась пластическая прочность и в конце оценивалась термостабильность композиции путем визуального наблюдения и измерения пластической прочности при различных температурах.
Результаты определения пластической прочности, времени гелеобразования визуальным методом и термостабильности полимерного состава на основе полимера акрилового ряда
Сначала оценивалась пластическая прочность полимерных составов без содержания компонентов регулятора гелеобразования. Таким образом можно было определить наиболее прочные композиции. В качестве сшивателя использованы алюминий хлористый 6-ти водный (AlCl3 6H2O) по ГОСТ 3759-75 (массовая доля чистого вещества не менее 97%) и ацетат хрома (Cr(CH3COO)3) по ТУ 2436-005-75911280 (массовая доля чистого вещества 50%).
Установлено, что доля сшивателя, вступившего в реакцию сшивки с полимером, зависит от содержания полимера. Предельная концентрация сшивателя, при которой происходит образование прочной сшитой структуры, примерно в 10 раз ниже Спол. Как показали исследования Pпласт полимерных составов, увеличение Ссш-ль выше предельной концентрации не приводит к образованию прочного геля. На этом основании проведены исследования пластической прочности водоизоляционной композиции с ацетатом хрома.
Полимерные составы приобретает высокую прочность при содержании полимера только от 3% и более. Пластическая прочность водоизоляционных композиций со временем, как правило, возрастает, что предопределяет время запуска скважины после закачки состава в пласт.
Далее проведены исследования по оценке влияния регулятора гелеобразования на прочность полимерного состава. В качестве исходной водоизоляционной композиции выбран прочный состав с содержанием полимера Спол=4% и сшивателя Ссш-ль=0,4%.
При добавлении соляной кислоты с концентрацией от 2% полимерный состав мгновенно не сшился с образованием отдельных комков, с увеличением концентрации HCl композиция становился более подвижным. Прочность полимерного состава с содержанием 1% HCl через 48 ч. увеличивается вдвое до значения Pпласт=2840 Па, что и при содержании CHCl=0,5%. Это возможно объяснить тем, что полимер диссоциирует, но в недостаточном объеме, чтобы создать высокопрочный гель. С увеличением концентрации кислоты макромолекулы полимера сворачиваются в более плотные клубки и сжимаются сильнее, что не позволяет проникнуть катионам поливалентных металлов во внутрь и связать с другими макромолекулами.
Для оценки характера изменения пластической прочности полимерного состава (сшиватель - AlCl3) с различным содержанием замедлителя гелеобразования и нейтрализатора построены графики зависимостей этих параметров через 24ч, 48ч (рисунок 2.1).
Зависимость пластической прочности от концентраций компонентов регулятора времени гелеобразования имеет полиномиальный характер и описывается квадратным уравнением (уравнение приведено на рисунке). Максимальная пластическая прочность достигается при CHCl=4% и CNaOH=5,61%. Pпласт разработанного полимерного состава (сшиватель – AlCl3) через 24ч. увеличился в 1,5 раза, через 48ч. упрочнился в 2 раза по сравнению с базовым составом (полимер и сшиватель в тех же концентрациях). Снижение Pпласт возможно связано сильным уплотнением макромолекул полимера, нейтрализации кислоты недостаточно для диссоциации полимера в достаточном объеме и цепочкообразные макромолекулы не растягиваются.
Фильтрационные эксперименты на насыпных моделях с целью определения проникающей и водоизоляционной способности полимерных составов (при различных соотношениях фильтрационно-емкостных свойств насыпных моделей)
Модель неоднородного пласта создается путем соединения параллельно двух кернодержателей. Входная трубка и трубка системы обжима подводятся к обоим кернодержаетелям.
Таким образом, создана фильтрационная установка с надежным и точным получаемыми данными с возможностью управления и контроля фильтрационными параметрами и их записью с помощью разработанной программой ЭВМ для компьютера.
Большеобъемная насыпная модель создавалась в сконструированной металлической трубе с внутренним диаметром 13см и длиной 30 см с торцевыми крышками, закачка производилась через одну трубку, подсоединенную к пробоотборнику (поршневой контейнер для пробы с максимальным рабочим давлением Pmax=3000psi=20,4МПа) (рисунок 3.2). модель пласта Проотборник в свою очередь подсоединился к насосу также через металлическую трубку с помощью фитингов, что позволяло обеспечить надежную герметизацию при высоких давлениях закачки. На выходе кернодержателя устанавливались три трубки для контроля учета вытиснившейся жидкости: 1-ая трубка установлена напротив низкопроницаемой модели, 2-ая – напротив высокопроницаемой и 3-я – напротив контактной зоны больших и мелких фракций (металлической сетки). С целью разделения мелких фракций от больших поперек всей трубы, а также для предостережения от выноса песка и геля на торцах трубы устанавливалась тканевая металлическая сетка из нержавеющей стали с размером ячейки 0,4мм х 0,4мм. Таким образом обеспечивалось условие для создания модели неоднородного пласта непосредственно в одной системе с граничным слоем в больших объемах.
Для создания модели неоднородного пласта использовался сухой кварцевый песок горно-обогатительного комбината «Мураевня» фракции 0,5-0,8 мм – для создания высокопроницаемой модели пласта, фракции 0,16 мм – для создания низкопроницаемой модели пласта. В целом низкопроницаемая модель пласта представляла собой 80% масс. фракции 0,16 мм и 20% масс. фракции меньше 0,1 мм, таким образом, достигнута относительно низкая проницаемость.
В качестве модели нефти использовалась нефть девонских отложений Ново-Елховского месторождения или керосин ТС-1 по ГОСТ 10227-86. Устьевая проба нефти предварительно подогревалась в термошкафу при температуре t=60C для растворения и плавления возможно выпавших асфальтено-смоло-парафиновых отложений (температура выпадения парафина по данному объекту составляет 22-24С, при этом устьевая проба нефти отбиралась, хранилась и транспортировалась при температуре ниже температуры выпадения парафина) и затем помещалась в пробоотборник.
В качестве насыщающей и вытесняющей жидкости использовалась модель пластовой воды, приготовленная согласно 6-ти компонентному анализу пластовой воды терригенных отложений девона Ново-Елховского нефтяного месторождения.
При рентгенотомографичексих исследованиях кернов [197,198], в нашем случае насыпной модели, в присутствии в нем модели пластовой воды, полимерного состава, а также возможно проникшего воздуха возникает задача точно и четко разделять эти фазы на результатах эксперимента. С этой целью используются рентгеноконтрастные вещества, для водорастворимых реагентов часто используются йодосодержащие соединения (например, йодид натрия, йодид калия). В качестве рентгеноконтрастного вещества использовался калий йодистый по ГОСТ 4232-74. Оптимальной концентраций KJ в полимерном составе являлось ее содержание, при котором контрастности (поглощения) материала насыпной модели (горной породы), модели пластовой воды и полимерного состава будут отчетливо различны друг относительно друга. Так установлено, что добавление 0,5% масс. йодистого калия в полимерный состав приводит к получению рентгеноконтрастного изображения системы «насыпная модель – полимерный состав – модель пластовой воды».
Условия проведения фильтрационных экспериментов соответствовали максимально близко к реальным пластовым условиям терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения: - пластовое (поровое) давление Рпласт=17,9 МПа=2600 psi;
Интерпретация и анализ результатов фильтрационных экспериментов заключались в следующем [74]. - Рассчитывался коэффициент фазовой проницаемости по модели пластовой воде до и после закачки полимерных состава в насыпные модели по результатам расчет градиентов давления и подвижности пластовой воды до и после фильтрации составов. - Определялся градиент давления закачки полимерного состава после фильтрации одного порового объема ее через насыпную модель. Градиент давления закачки после закачки одного объема пор полимерного состава - gradP (МПа/м) - градиент давления, зафиксированный в момент фильтрации через керн ровно одного объема пор водоизоляционной композиции. Параметр характеризует фильтруемость полимерного состава в пористой среде и позволяет оценить возможность закачки состава в расчетных объемах без превышения допустимых давлений закачки при внутрипластовой водоизоляции. Наиболее эффективные полимерные составы обладают наименьшим значением градиента давления закачки после фильтрации одного порового объема, что характеризует более высокую фильтруемость композиции в пласт.
Оптические исследования проб нефти и анализ промысловых данных по результатам внутрипластовой водоизоляции
С увеличением поверхностного натяжения, коэффициент светопоглощения повышается по линейному закону, что обусловлено большим содержанием природных эмульгаторов.
Результаты исследований оптических свойств нефти (коэффициент свтепоглощения нефти) сопоставлялись с технологическими показателями работы реагирующих добывающих скважин. По результатам анализа промысловых данных выделены 6 групп реагирующих нефтедобывающих скважин по следующим технологиям внутрипластовой водоизоляции: КПС, ЩПК, ГЭС-М, Гуар, ВДС, ПГК. Рассчитаны средние значения изменения технологических показателей работы скважины: суточной добычи нефти и обводненности, а также коэффициента светопоглощения нефти при длине волны =500 нм.
В работах [83,84,204], установлено влияние коллекторских свойств (проницаемость, глинистость) и технологических показателей разработки месторождения (обводненность, накопленная добыча нефти) на значение Ксп нефти. В данной работе установлены зависимости изменения коэффициента светопоглощения (Ксп) от изменения дебита нефти (Q) и изменения обводненности (В) добываемой продукции до и после внутрипластовой водоизоляции (рисунок 4.3). обводненности (справа) Уравнения зависимостей Ксп от Q и Ксп от В соответственно имеют вид линейной регрессии. Как видно из рисунка 4.3, с большим увеличением дебита нефти происходит минимальное изменение Ксп. Аналогичный характер изменения Ксп и при увеличении изменения обводненности.
На рисунке 4.4 представлены зависимости Ксп нефти от обводненности добываемой продукции. Выборочная совокупность составила 12 нефтедобывающих скважин.
Рисунок 4.4 – Влияние изменения обводненности продукции на Ксп нефти При этом максимальное уменьшение Ксп нефти характеризуется большим уменьшением обводненности. Уравнение выявленной зависимости имеет вид линейной регрессии.
В результате проведенных многочисленных лабораторных исследований оптических свойств нефти и анализа промысловых данных технологии внутрипластовой водоизоляции с применением ЩПК, ПГК и ГЭС-М выделены как наиболее технологически эффективные с наибольшим приростом дебита нефти, уменьшением обводненности и изменением (уменьшением) Ксп добываемой нефти.
Оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождения эффективнее, когда существует история и база данных по результатам оптических исследований. Например, изменения оптических свойств нефти во времени могут характеризоваться изменением режима работы пласта. Снижение пластового давления в результате истощения пласта или снижение пластовой температуры в результате охлаждения пласта закачиваемыми водами приводит к выпадению асфальтенов и парафинов соответственно. Так, при фильтрации девонской нефти Ново-Елховского нефтяного месторождения с возможно выпавшими органическими отложениями через насыпные модели разной проницаемости происходит удерживание отложений на торцах образцов, причем, чем ниже проницаемость, тем больше количество отложений.
Замечено, что при прокачке нефти через низкопроницаемую насыпную модель АСПО крупнее, чем при фильтрации через высокопроницаемую часть в связи с более интенсивным осаждением и слипанием кристаллов. Это связано с тем, что размеры образовавшихся кристаллов АСПО превышают размеры порового пространства, происходит постепенная кольматация сначала менее и затем более проницаемых участков низкопроницаемого образца насыпной модели. Постоянное пролонгированное повышение давления закачки нефти в низкопроницаемый керн является доказательством запечатывания отложениями порового пространства насыпной модели и вследствие чего уменьшается фазовая проницаемость (рисунок 4.5).
Проведены оптические исследования нефти до фильтрации через насыпные модели, образовавшихся отложений на торцах низкопроницаемого и высокопроницаемого насыпных моделей (рисунок 4.6). Как видно из рисунка 4.6, нефть до фильтрации через насыпные модели обладает значениями Ксп меньше на 2950 см-1 при длине волны =325 нм., чем отложения, так как помимо тяжелых фракций углеводородов в нефти присутствуют более легкие, оптически менее плотные. Обнаружено, что коэффициент светопоглощения образовавшихся отложений на торце высокопроницаемой насыпной модели больше на 465 см-1, чем АСПО, образовавшихся на торце низкопроницаемой модели, что свидетельствует о более высокой плотности отложения, связанной с большим содержанием смол и асфальтенов [205].
Рисунок 4.6 – Спектральный кривые нефти и образовавшихся АСПО на торцах низкопроницаемой и высокопроницаемой насыпных моделей Установленные зависимости коэффициента светопоглощения нефти, фильтрационно-емкостных свойств коллектора, физико-химических свойств нефти и технологических показателей разработки месторождения позволяют применять оптический метод контроля в качестве метода мониторинга с высокой достоверностью полученных результатов, скоростью, чувствительностью к изменениям работы пласта, в то же время относительной простотой оптических исследований при эксплуатации нефтяных месторождений.
Как отмечалось выше, оптические исследования нефти на сегодняшний день включают отбор многочисленных проб нефти, транспортировку их в лабораторию, подготовку образцов с целью удаления воды, определение оптической плотности с применением легколетучих органических растворителей. На этих этапах происходят существенные изменения компонентного состава нефти вследствие улетучивания легких фракций, изменения термобарических условий, испарения растворителя при исследованиях, что снижает точность и достоверность результатов оптических исследований.