Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 - Литературный обзор. применение химических методов увеличения нефтеизвлечения на основе поверхностно-активных веществи полимеров 10
1.1 Краткая характеристика геологического строения основных объектов разработки месторождений Татарстана 10
1.2 Современное состояние химических методов увеличения нефтеотдачи пластов 11
ГЛАВА 2 Исследование реологических свойств растворов гуаровои камеди и эмульсионных составов, стабилизированных эмульгатором инвертных эмульсий. исследование гелеобразующих свойств растворов гуаровои камеди 30
2.1 Методы изучения физико-химических, реологических и гелеобразующих свойств растворов гуаровой камеди 30
2.2 Определение физико-химических и реологических свойств растворов образцов гуаровой камеди 33
2.3 Изучение реологических свойств эмульсий минерализованная вода / углеводород, стабилизированных ПАВ — эмульгатором "Атрсн" 60
ГЛАВА 3 - Изучение свойств композиций гуаровой камеди и эмульсионных систем методами физического моделирования 77
3.1 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств
композиций на образцах естественного керна и физических моделях слоисто неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела 77
3.2 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств растворов гуаровой камеди 85
3.3 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди
3.4 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств эмульсий
«минерализованная вода / девонская нефть», стабилизированных эмульгатором Атрен 96
ГЛАВА 4 - Результаты промысловых исследований и разработка технологических процессов увеличения нефтеизвлечения с использованием новых композиций 107
4Л Результаты промысловых исследований и разработка технологии применения эмульсионных систем для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов 107
4.2 Результаты промысловых исследований и разработка технологии применения композиций гуаровой камеди для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов 118
4.3 Расчет технико-экономического эффекта от применения технологий увеличения нефтеизвлечения ГЭС-М и ГУ АР 127
Основные выводы и рекомендации 129
Список литературы
- Современное состояние химических методов увеличения нефтеотдачи пластов
- Определение физико-химических и реологических свойств растворов образцов гуаровой камеди
- Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств растворов гуаровой камеди
- Результаты промысловых исследований и разработка технологии применения композиций гуаровой камеди для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Одним из основных способов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений России является применение химических методов увеличения охвата пластов заводнением.
Несмотря на большое количество апробированных способов и химических композиций, высокую технологическую и экономическую эффективность показали только несколько видов технологий: полимерные системы, суспензии, рад осадко-гелеобразующих составов и эмульсионные композиции.
Каждый способ (состав) при применении наряду с достоинствами обладает и определёнными недостатками:
- глинизированные суспензии: высокая вероятность необратимой потери
коллекторских свойств нефтесодержащих пластов в связи с кольматацией
порового пространства глинистыми частицами;
-составы на основе полиакриламидов: длительное растворение полимера в воде, высокая стоимость реагента, подверженность механической, термоокислительной и солевой деструкциям;
- составы на основе биополимеров: высокая стоимость реагента, низкая
прочность гелей, сезонность реализации;
-эмульсионные системы: многокомпонентность. Кроме того, использование, как правило, в качестве дисперсионной среды - "легких" углеводородных растворителей, требует повышенных мер безопасности.
В этой связи научное обоснование и развитие новых способов повышения
эффективности технологических процессов путем совершенствования и
модификации химических композиций, направленных на увеличение охвата
пластов заводнением, а значит и увеличение нефтеизвлечения, является сегодня
весьма актуальной научно-технической и прикладной задачей в
нефтедобывающей отрасли. (
Цель работы. Увеличение нефтеизвлечения из заводненных неоднородных пластов месторождений Татарстана путём создания технологических процессов повышения охвата пластов заводнением на основе использования новых полимерных и эмульсионных композиций.
Основные задачи исследований:
-
Анализ и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения полимерных и эмульсионных композиций для увеличения нефтеизвлечения; определение наиболее перспективных реагентов и возможностей их использования для создания технологических процессов увеличения охвата пластов заводнением.
-
Разработка новых композиций химических реагентов, предназначенных для увеличения охвата пластов заводнением, оптимизация их физико-химических свойств и параметров с учетом конкретных геолого-физических условий разработки месторождений.
-
Изучение закономерностей изменения фильтрационных и нефтевытесняющих параметров новых полимерных и эмульсионных составов на моделях пласта в зависимости от проницаемости пористых сред.
-
Разработка и промысловые испытания технологических процессов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов с использованием новых композиций химических реагентов.
Методика исследований. Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения полимерных композиций и эмульсионных систем, а также путем проведения экспериментов на основе физического моделирования, лабораторных и промысловых исследований и использования статистических методов обработки данных.
Научная новизна диссертационной работы:
1 Разработаны гелевые сшитые системы на основе гуаровой камеди (полисахарида растительного происхождения) для увеличения охвата
неоднородных пластов заводнением с научно обоснованными оптимальными концентрациями ингредиентов:
гуаровой камеди от 0,3 % до 0,5 % масс;
индукторов гелеобразования: оксида цинка от 0,03 % до 0,06 % масс, в минерализованной воде плотностью от 1050 до 1190 кг/м3 или оксида магния от 0,02 % до 0,05 % масс, в воде плотностью от 1000 до 1190 кг/м3 и ацетата хрома от 0,04 % до 0,1 % об.;
бактерицида - формалина или СНПХ-1200 от 0,2 % до 0,3 % об.
-
Экспериментальными исследованиями растворов и гелевых систем гуаровой камеди на образцах естественного терригенного керна установлено, что значениям фактора сопротивления (ФС), остаточного фактора сопротивления (ОФС) и фактора кольматации, обеспечивающим увеличение охвата неоднородных пластов заводнением, соответствует диапазон проницаемости керна по воздуху от 0,07 до 0,950 мкм2. Показано, что при тестировании гелеобразующих композиций в диапазоне проницаемости кернов по воздуху от 0,27 до 0,950 мкм2 ФС достигает величины - 51,8, а ОФС - 217.
-
Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсионных композиций, предназначенных для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением в зависимости от концентрации ПАВ - эмульгатора "Атрен" в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности водной дисперсной фазы. Показано, что с увеличением плотности дисперсной фазы - воды хлоркальциевого типа с 1070 до 1185 кг/м3 или при увеличении концентрации ПАВ - эмульгатора в нефтяной фазе с 2,5 % до 10 % об., агрегативная устойчивость гидрофобной эмульсии монотонно увеличивается до критического водосодержания 90,9 % - 95,2 % об.
4 Установлены закономерности изменения ФС и ОФС от проницаемости
пористой среды для эмульсии состава: минерализованная вода хлоркальциевого
типа / девонская нефть при концентрации дисперсной фазы 33,3 % об. и ПАВ -
эмульгатора в нефтяной фазе 7,5 % об. Выявлено, что в диапазоне абсолютной
проницаемости керна от 0,43 до 1,86 мкм2 значения ФС и ОФС достигают
величин 15 и 20 соответственно.
Основные защищаемые положения:
1 Результаты исследований реологических, гелеообразующих (для
гуаровой камеди), фильтрационных и нефтевытесняющих свойств
разработанных составов; их оптимальные рецептуры и технологические
параметры.
-
Составы на основе гуаровой камеди и ПАВ - эмульгатора "Атрен", предназначенные для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.
-
Критерии применения новых составов на основе экспериментальных исследований на терригенных кернах и насыпных моделях пласта.
-
Способ применения полимерных систем на основе гуаровой камеди и гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.
Практическая значимость работы:
1 Разработаны новые составы для увеличения нефтеизвлечения из
неоднородных заводненных пластов.
2 Разработаны технологические процессы увеличения нефтеизвлечения
из неоднородных заводненных пластов на основе новых реагентов:
"Технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (технология ГУАР)" РД 153-39.0-667-10.
"Инструкция на технологию применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)" РД 153-39.0-598-08.
3 Определены критерии применимости новых технологических процессов
с использованием композиций на основе гуаровой камеди и ПАВ - эмульгатора
"Атрен" для различных геолого-физических условий разработки
месторождений Татарстана.
4 Технические решения, лежащие в основе новых технологических
процессов, защищены патентами на изобретения № 2346151 "Способ
регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)" и № 2379326 "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов".
5 Промысловые испытания и промышленное внедрение новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений Татарстана к настоящему моменту позволили дополнительно добыть по технологии с использованием гуаровой камеди более 59 тыс. т. нефти, по технологии с использованием эмульгатора "Атрен" более 84 тыс. т. нефти; суммарный экономический эффект в ценах 2010 г. составил более 380 млн. руб.
Апробация работы. Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на: Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов".- Казань, 04-06.09.2007; Научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского месторождения, г. Лениногорск, 2008; Семинаре главных инженеров и специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "УК ООО "Татнефть-МехСервис: анализ работы и перспективы развития", г. Альметьевск, апрель 2009 г.; Международной научно-практической конференции "Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов". - 9-11 сентября 2009, Казань - 2009; II Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов".- Москва, 15-16 сентября 2009 г.
Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 12 публикациях, в том числе в 2 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ, и в 2 патентах на изобретения.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, библиографического списка из 150 наименований, приложения и содержит 150 страниц машинописного текста, 42 рисунка и 26 таблиц.
Современное состояние химических методов увеличения нефтеотдачи пластов
В нашей стране метод вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ испытывался- на; месторождениях Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири; Самые крупные: промышленные- опыты проводились на Арланском, Самотлорском и Ромашкинском месторождениях.
Закачка растворов ПАВ осуществлялась, как правило, по двум технологиям: - долговременное дозирование, предусматривающее закачку раствора, ПАВ концентрации, О О5 % по массе путем дозирования специальными насосами; - разовая закачка предполагающая использование концентрированных (5 -10 % по-массе) растворов ПАВ:
Анализу эффективности и целесообразностилрименениярастворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов посвящено множество работ, в которых мнения авторов диаметрально противоположны: В работах [3, 5] авторы считают, что низкоконцентрированныё растворы ПАВ. необходимо закачивать на; начальной стадии разработки месторождений что? позволит стабилизировать . рост обводненности продукции: и-, как следствие, получить большую конечную нефтеотдачу. Другие: авторы. [6] считают, что применение: ПАВ на ранней, стадии разработки уменьшает конечную нефтеотдачу из-за увеличения;вязкости нефти в зоне фронта вытеснения, а на поздней: стадии разработки также может быть. неэффективным из-за малой-нефтенасыщенности, а в ряде случаев [7]- даже может снизить конечную нефтеотдачу месторождений.. По результатам неудачного промыслового эксперимента на Арланском- месторождении в: работе [8] сделан вывод о неэффективности закачки низкоконцентрированного раствора НПАВ на любой стадии разработки.
Большой объем внедрения технологий водо- и маслорастворимых ПАВ: осуществлен на Ромашкинском месторождении [3]. За время внедрения технологий ПАВ дополнительная добыча составила 2,9 млн. тонн: нефти или 47,5 т на одну тонну реагента;
Достаточно эффективна оказалась закачка водорастворимых ПАВ для первичного вытеснения нефтсй из терригенных отложений бобриковского горизонта. Технологическая эффективность закачки растворов ПАВ в этих условиях составила от 30 до 150 т, в среднем, около 60 т дополнительной нефти на одну тонну закачанного реагента [4].
Во многом из-за неоднозначности промысловых экспериментов, и для расширения области применения "ПАВ-технологий" дальнейшие исследования были направлены на применение ПАВ в композициях с другими реагентами. Чаще всего с ПАВ другого класса, например, с АПАВ, что позволяет достигать желаемого гидрофильно-липофильного баланса [9], соответствующего конкретной пластовой нефти.
Сочетание ПАВ с полимерами [10-14], углеводородами [16-20,49], и другими химреагентами позволяет существенно расширить область их применения, в частности, использовать не только для улучшения нефтевытесняющих свойств воды, но и для выравнивания профилей приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах на поздней стадии разработки месторождений. Применение малообъемных, ограниченно подвижных оторочек, способных селективно (избирательно) воздействовать на продуктивные пласты, позволяет значительно снизить стоимость промысловой реализации технологий без заметного снижения эффективности.
К технологиям избирательного воздействия относятся методы с применением ПАВ в углеводородных растворителях, имеющие ряд преимуществ: объем закачанных растворов, как правило, меньше, чем при использовании растворов ПАВ на водной основе; углеводородные композиции ПАВ не ухудшают состояния призабойной зоны пласта, а наоборот способствуют ее очистке от асфальто-смоло-парафиновых отложений.
Примером композиции ПАВ на углеводородной основе, используемой для ограничения водопритока и повышения продуктивности добывающих скважин, а также выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, является реагент СНПХ-9633 разработанный в ОАО "НИИнефтепромхим". который прошел опытно-промышленные испытания и применялся в ОАО "Татнефть" в промышленных масштабах. Метод основан на блокировании высокопроницаемых промытых зон пласта обратными элгульсиями, образующимися при контакте реагента с минерализованной водой в призабойной зоне пласта. Образующиеся обратные эмульсии (синонимы - водонефтяные, инвертные, гидрофобные), стабильны в течение длительного времени (более одного года), имеют хорошие реологические характеристики (вязкость более 20000 мПа-с при относительно низких скоростях сдвига 3 с"1 и менее), устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются под действием нефти. Кроме того, разработанные углеводородные композиции обладают гидрофобизирующим действием, растворяющей и диспергирующей способностью по отношению к асфальто-смоло-парафиновьш отложениям [21- 24].
Разработанный метод может применяться в коллекторах в широком диапазоне температур и различной минерализации нагнетаемой и попутно-добываемой вод, при высокой степени обводненности извлекаемой продукции (90 -99 %). Лабораторные исследования реагента СНПХ-9633 в водонасыщенных пористых средах подтвердили сделанные ранее выводы о формировании высоковязких эмульсионных систем, способных выдерживать высокие перепады давления. Данное обстоятельство обусловливает эффективность воздействия реагента СНПХ-9633 при обработке обводненных пластов через нагнетательные и добывающие скважины [25 - 27]. В настоящее время в ОАО "Татнефть" СНПХ-9633 применяется для ограничения притока воды в добывающие скважины. К недостаткам метода хможно отнести не контролируемость свойств внутрипластового образования эмульсии при контакте реагента СНПХ-9633 с водой в призабойной зоне пласта и недостаточную адгезию к породам, слагающим коллектор, вследствие чего при освоении и в процессе эксплуатации скважины имеет место вымывание эмульсии и осложнения в работе насосного оборудования.
Определение физико-химических и реологических свойств растворов образцов гуаровой камеди
Таким образом, подводя итоги проведенным нами исследованиям физико-химических и реологических свойств растворов гуаровой камеди, можно сделать следующие выводы, выгодно отличающие гуаровую камедь от синтетических полимеров - полиакриламидов:
1 Хорошая растворимость гуаровой камеди в холодной и теплой воде и высокая стойкость к механической деструкции позволяют применять гуаровую-камедь в процессах нефтедобычи с гарантированным получением однородных растворов в любых климатических условиях с неизменным сохранением вязкостных свойств растворов при движении пульпы от устья скважины, до призабойной зоны пласта. Продолжительность этого движения в зависимости от влияющих технологических параметров, таких как, приемистость скважин, допустимое давление закачки, производительность насосных агрегатов, конструкция и оборудование скважин (глубина скважин, диаметр насосно-компрессорных труб) и ряда других, для условий Татарстана составляет в пределах от 15 до 45 минут. Этого1 времени достаточно для полного растворения гуаровой камеди в исследуемом диапазоне концентраций. 2 Устойчивость растворов гуаровой камеди к термоокислительной и солевой деструкциям, отсутствие негативного влияния сероводорода на вязкостные свойства растворов полисахарида, дают основания надеяться на успех при проведении промысловых испытаний в широком спектре геолого-промысловых условиях месторождений Татарстана.
К недостаткам растворов гуаровой камеди можно отнести высокую подверженность биологической деструкции, поэтому использование гуаровой камеди требует предусмотреть, использование эффективного бактерицида. Нами в качестве "биозащитника" был предложен водный раствор формальдегида -формалин, являющийся наиболее эффективным, недорогим и одним из наиболее применяемых в мировой практике бактерицидов.
Изучение гелеобразующих свойств растворов гуаровой камеди Из научно-технической литературы известно, что сшитые полимерные системы, полученные на основе гуаровой камеди и ее производных, нашли широкое применение в технологиях ГРП в качестве жидкости гидроразрыва и в ремонтных работах в качестве жидкости глушения. Использование известных композиций из-за их многокомпонентности и применения в ряде способов экзотических сшивателей в методах увеличения нефтеотдачи пластов представляется нерациональным.
Наиболее применяемыми сшивателями для гуаровой камеди являются бораты, однако у таких систем практически отсутствует индукционный период гелеобразования, т. е., загущение (значительный рост вязкости) композиции происходит практически сразу после смешения компонентов, что может создать значительные трудности при применении таких систем на практике.
Широко известные сшиватели синтетических полимеров и биополимеров ацетат хрома и хромкалиевые квасцы в чистом виде не являются индукторами гелеобразования для гуаровой камеди.
Нами была изучена возможность получения сшитых полимерных составов с использованием в качестве сшивателей оксидов двухвалентных металлов и ацетата хрома. Применение оксидов металлов в качестве сшивателей до сих пор не практиковалось.
В качестве гуаровой камеди для получения СПС испытывался образец "Гуамин". Растворы "Гуамина" (далее по тексту - гуаровая камедь) по результатам реологических исследований показали стабильно высокую устойчивость к механической, термоокислительной, солевой и рН деструкциям. В качестве сшивателя испытывался оксид цинка, представляющий собой мелкодисперсный порошок. Сшивка гуаровой камеди в присутствии только оксида цинка не происходила, в качестве инициатора гелеобразования применили ацетат хрома. Надо сказать, что в присутствии в растворе только ацетата хрома, как было сказано выше, гуаровая камедь не образует сшитую полимерную систему.
Концентрация гуаровой камеди в исследуемых композициях составляла от 0,2 % до 0,5 % по массе, а содержание массовой доли сшивателей варьировалось в диапазоне от 0,02 % до 0,1 % для оксида цинка и в диапазоне от 0,005 % до 0,1 % по объему для ацетата хрома. Растворы готовились в пресной и в модели сточной воды с общей минерализацией 100 г/л. На первом этапе исследований определялись оптимальные условия образования СПС в свободном объеме без каких-либо количественных измерений прочности геля.
Исследуемые составы помещались в пробирки, закрывались резиновыми пробками, и выдерживались в термостате при температуре 30 С в течение 20-30 суток. Периодически в течение всего этого времени наблюдали за состоянием приготовленных составов. Качество (прочность) сшивки определялось визуально по подвижности системы. Для характеристики состояния полимерных систем использовалась следующая терминология: - сшивки нет - система подвижна, вязкость ее не изменилась; - загущение - увеличение вязкости; - локальная сшивка (л. с.) - значительное увеличение вязкости, но система остается подвижной, при этом наблюдаются отдельные полимерные сгустки; - СПС подвижный - прочный гель, при переворачивании пробирки на 180 в различной степени деформируется, образуя "язык" различной длины, основная часть системы остается неподвижной; - СПС малоподвижный (неподвижный) - прочный гель, при переворачивании пробирки система визуально остается практически неподвижной.
В таблице 2.4 приведены результаты наблюдений за полимерными системами, содержащими гуаровую камедь с концентрациями 0,2 %, 0,4 % и 0,5 % по массе и различные концентрации ацетата хрома и оксида цинка в пресной воде, в таблице 2.5 - приведена аналогичная информация для составов, приготовленных в модели сточной воды.
Как видно из приведенных данных, на образование СПС оказывают влияние все варьируемые параметры: минерализация воды, концентрации полисахарида и сшивателей.
Из таблицы 2.4 видно, что в исследуемом диапазоне концентраций при приготовлении композиций в пресной воде сшитые полимерные системы получены не были. При увеличении в композиции содержания гуаровой камеди с 0,2 % до 0,5 % по массе имеет место образование только локальной сшивки, т.е. происходит загущение раствора с образованием отдельных сшитых макромолекул.
Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств растворов гуаровой камеди
При большем содержании "Атрен" в нефти (7,5 - 15 % по объему) добавка пресной воды в количествах, отвечающих соотношению "Атрен" в нефти : пресная вода", равному 2:1, образуются гидрофобные эмульсии, но вязкость их оказалась почти на порядок ниже, чем у аналогичных эмульсий с минерализованной1 водой. При увеличении пресной воды в составе водонефтяных эмульсий наблюдается инверсия фаз, и уже при соотношении фаз, равном 1:1, получающиеся эмульсии» становятся прямыми с вязкостью 85-14 мПа-с в зависимости от исходного содержания эмульгатора и условий измерения их вязкости (скорости сдвига). При дальнейшем "разбавлении" этих эмульсий пресной водой вязкость их еще более падает и достигает величины 5 мПа-с.
Таким образом, проведенные нами исследованиям показывают, что стабильные гидрофобные эмульсии в присутствии эмульгатора "Атрен" образуются только в минерализованной воде хлоркальциевого типа. Положительное влияние на стойкость водонефтяных эмульсий эмульгатора "Атрен" отмечено в концентрационном диапазоне его содержания в девонской нефти от 5 % до 15 % по объему.
Нами изучено влияние типа углеводорода на свойства получающихся при контакте с водой эмульсий при исходном содержании "Атрен" в растворителе 10% по объему. В качестве растворителей "Атрен" испытывались, помимо девонской нефти (р = 872 кг/м ; ц, = 15,0 мПас), дистиллят, Абсорбент 50/370, Карабашский нестабильный бензин и бензин висбрекинга.
В таблицах 2.9-2.12 представлены величины динамической вязкости в аналогичных (одинаковых) условиях проведения экспериментов для разных углеводородов от скорости сдвига. На рисунке 2.18 приведены графические зависимости динамической вязкости полученных эмульсий при исходном содержании- исследуемого эмульгатора в указанных выше растворителях и девонской нефти равном 10 % по объему при "разбавлении" их моделью сточной воды в разных соотношениях. Для построения графика использовались величины динамической вязкости, полученные при скорости сдвига от 5,4 до 200 с"1 и при соотношении фаз 1:4, соответствующим водосодержанию в эмульсии 80 % по объему
Из рисунка 2.18 и таблиц 2.9-2.12 видно, что наиболее вязкие эмульсии на основе 10 % по массе "Атрен" и модели сточной воды образуются при использовании растворителя, характеризующегося большей вязкостью и плотностью, т.е. с нефтью. Эмульсии, полученные с "легкими" углеводородами, характеризуются меньшей вязкостью, но они выдерживают большее разбавление их минерализованноіі водой (до соотношения 1:20, а для бензина висбрекинга до 1:40 включительно, что соответствует водосодержанию в эмульсии 95 % и 97,5 % по объему соответственно).
Таким образом, на первом этапе исследований нами определен высокий эмульгирующий потенциал эмульгатора "Атрен", оптимальный концентрационный диапазон эмульгатора в эмульсионной системе, широкий спектр углеводородных растворителей и тип воды, представляющий интерес для дальнейших исследований.
Исходя из полученных данных, из экономической и технологической целесообразности, доступности реагентов, дальнейшие исследования эмульгирующей способности эмульгатора "Атрен" нами были продолжены с концентрациями эмульгатора в девонской нефти от 2,5 % до 10 % по объему, с использованием в качестве дисперсной фазы сточной воды девонских отложений месторождений Татарстана.
Испытывались гидрофобные эмульсии исходным соотношением фаз "нефтяной раствор эмульгатора : вода" 2:1 (водосодержание 33,3 % по объему), концентрация эмульгатора в нефти варьировалась от 2,5 % до 10 % по объему, для приготовления эмульсии использовалась сточная вода девонских отложений плотностью 1070 кг/м3, 1120 кг/м3, 1160 кг/м3 и пластовая вода плотностью 1185 кг/м3. Приготовление эмульсий осуществлялось путем перемешивания на электромешалке лопастного типа RW-20n со скоростью 500 оборотов в минуту в течение пяти минут. К полученным системам добавлялась сточная вода соответствующей плотности в таких количествах, чтобы соотношение фаз "раствор "Атрен" в нефти : вода" составляло 1:1; 1:2; 1:4; 1:10, 1:15, а иногда 1:20, соответствующее водосодержанию в эмульсии по объему 50 %, 66,7 %, 80 %, 90,9 %, 92,7 % и 95,2 % соответственно. Исследовались влияние водосодержания, концентрации эмульгатора в нефтяной фазе и плотности (минерализации) воды на вязкость эмульсий. Устойчивость к "разбавлению" сточной водой определялась как максимальное водосодержание, при котором эмульсия сохраняет агрегативную стабильность. Значения динамической вязкости определялись при температуре 25 С на реовискозиметре Rheomat-180 в диапазоне скоростей сдвига (Dr) 5,4 - 1280 с"1. В таблице 2.13 приведены величины динамической вязкости эмульсий, полученных при "разбавлении" исходных эмульсий сточной (пластовой) водой девонских отложений, при разных скоростях сдвига. В соответствии с полученными нами данными, представленными в таблице 2.13 и на рисунке 2.19, можно сделать вывод, что исследуемые эмульсии относятся к псевдопластичным средам (неныотоновским жидкостям), поскольку их вязкость уменьшается с увеличением скорости сдвига.
Результаты промысловых исследований и разработка технологии применения композиций гуаровой камеди для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов
По результатам исследований по физическому моделированию, показавших перспективность (возможность) применения композиций гуаровой камеди с целью увеличения охвата пластов заводнением, для проведения промысловых испытаний нами предложены следующие варианты реализации технологического процесса: - закачка водных растворов гуаровой камеди массовой долей от ОД % до 0,2 % в пресной и сточной воде для выравнивания фронта заводнения — технология полимерного заводнения длянизкопроницаемых коллекторов; - закачка гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди, оксидов металлов и ацетата хрома в пресной и минерализованной воде для блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и перераспределения закачиваемой с целью1 поддержания пластового давления воды в зоны ранее менее или полностью неохваченные заводнением.
На основании- проведенных исследований были определены область применения, сформулированы требования, к выбору объектов воздействия и к реализации технологического процесса при проведении промысловых испытаний: - технологический процесс реализуется через нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой минерализованных (сточных) или пресных вод. - объект разработки - обводненные терригенные или карбонатные коллектора порового или трещинно-порового типа, имеющие проницаемостную неоднородность в разрезе или строении пласта.
Для реализации технологического процесса с образованием малоподвижных, высокопрочных гелевых систем выбранный участок должен отвечать следующим требованиям: - система разработки - внутриконтурное заводнение; - обводненность продукции добывающих скважин участка воздействия должна быть не более 98 %; - вязкость нефти в пластовых условиях должна быть не более 200 мПа-с.
Для реализации ТП в низкопроницаемых коллекторах (без индукторов гелеобразованпя или со сшивающими агентами в концентрациях, не приводящих к образованию малоподвижных высокопрочных гелей) выбранный участок должен отвечать следующим дополнительным требованиям: - проницаемость должна быть не менее 0,06 мкм ; - приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 90 м7сут и не более 150 м3/сут при давлении на водоводе. Для промысловых испытаний в зависимости от минерализации воды и проницаемости пласта нами были предложены следующие составы: 1) гелеобразующие композиции: - гуаровая камедь массовой долей от 0,3 % до 0,5 %; - окиси магния или цинка массовой долей от 0,02 % до 0,06 %; - ацетат хрома объемной долей от 0,04 % до 0,1 %; - формалин объемной долей от 0,2 % до 0,25 %. В качестве сшивателя оксид цинка применяется только в минерализованной воде плотностью от 1050 кг/м до 1190 кг/м : 2) для низкопроницаемых коллекторов: - гуаровая камедь массовой долей от 0,1 % до 0,2 %; - оксиды магния или цинка массовой долей от 0 % до 0,02 %; - ацетат хрома объемной долей от 0 % до 0,04 %; - формалин объемной долей от 0,2 % до 0,25 %. 4.2.2 Расчет объема композиции Расчет объема композиции осуществлялся исходя из следующих допущений: принимаем, что оторочка композиции имеет форму цилиндра с радиусом, равным расстоянию в радиальном направлении, где происходит от половины до двух третей потерь подводимого перепада давления на преодоление фильтрационньк сопротивлений движению закачиваемой воды (преобразованная формула Лейбензона).
Опытные участки расположены в пределах площадей и залежей Ромашкинского, Аксубаево-Мокшинского. Чегодайского, Ашальчинского, Пионерского, Вишнево-Полянского, Бондюжского и Бухарского месторождений.
Коллекторы представлены, в основном, песчаниками и известняками, реже переслаиванием песчанников, алевролитов и заглинизированных песчаников. Нефтепасыщенная толщина перфорированных пластов варьировалась от одного до восемнадцати метров. Количество вскрытых и перфорированных пластов в обрабатываемых скважинах изменялось от одного до шести. Проницаемость коллекторов варьировалась от 0,01 мкм2 до 3,09 мкм2, пористость - от 12 % до 25,9 %. Средняя обводненность продукции добывающих скважин участков воздействия варьировалась от 25 % до 96 %, количество реагирующих добывающих скважин варьировалось от двух до восьми.
Технологический процесс испытывался в условиях закачки воды в системе поддержания пластового давления плотностью от 1000 до 1180 кг/м .
Технологический процесс осуществлялся с применением передвижных установок, дозирования реагентов КУДР-1, КУДР-4, предназначенных для приготовления композиций на основе порошкообразных и жидких реагентов, с последующей закачкой пульпы в скважину.
По состоянию на 01.03.2010 года опытно-промышленные работы по технологии применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (далее по тексту -технология ГУ АР) проведены на 28 нагнетательных скважинах в пяти НГДУ. Дополнительная добыча нефти на 01.10.10 составляет более 59 тысяч тонн.
На рисунке 4.9 показано распределение количества участков воздействия (скважино-операций (1)) и величина дополнительной добычи нефти по горизонтам (2). Из рисунка 4.9 видно, что 64 % участков воздействия и 69 % дополнительной добычи нефти приходятся на кыновский и пашийский горизонты франского яруса верхнего девона. На карбонатные коллектора — верейский и кизеловский горизонты приходится 32 % участков воздействия и 27 % дополнительно добытой нефти. На терригенные отложения карбона - бобриковский горизонт приходится один участок воздействия и 4 % дополнительно добытой нефти.
Из рисунка 4.10 видно, что текущая удельная дополнительная добыча по кыновскому и пашийскому горизонтам франского яруса верхнего девона и бобриковского горизонта терригенного карбона сопоставима и составляет соответственно 2266 и 2285 тонн на участок воздействия. По верейскому и кизеловскому горизонтам удельная дополнительная добыча составляет 1760 тонн на участок.
Похожие диссертации на Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов
