Строительство и эксплуатация скважин. Разработка новых эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов на объектах с трудноизвлекаемыми запасами с использованием композиций химических реагентов с учетом геолого-физических условий их применения.
При низкой оригинальности работы "Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете Научный консультант: Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Токарев М.А. доктор технических наук, профессор Горбунов А.Т. доктор технических наук, профессор Дияшев Р.Н. доктор геолого-минералогических наук, профессор Защита состоится 15 марта 2002 года в 1030 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г.Как известно, современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором которого, наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов нефти и их извлечением, является существенное ухудшение их структуры, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти в залежах, вновь вводимых в разработку. Как правило, разработка этих запасов с применением традиционных технологий заводнения характеризуется низкими темпами добычи нефти и коэффициентами ее извлечения из пласта.
Список литературы
Основное содержание диссеtrialонной работы изложено в трех монографиях и 49 статьях (в т.ч. 15 тезисах к докладам), двух руководящих документах, шести патентах.
При работе над диссертацией автор использовал как самостоятельные исследования, так и выполненные в соавторстве с сотрудниками НИИНЕФТЕОТДАЧА, БАШНИПИНЕФТЬ и УГНТУ, фондовые материалы по НИР.
Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе научному консультанту проф. Токареву М.А.; за научные консультации и ценные рекомендации проф. Фахретдинову Р.Н., проф. Хайрединову Н.Ш., проф. Андрееву В.Н., д.т.н. Алмаеву Р.Х., доц. Кабирову М.М., доц. Шамаеву Г.А., к.х.н. Хлебникову В.Н.; за предоставленные материалы - к.г.-м.н. Асмолов-скому В.С., Гайнуллину К.Х., к.т.н. Персиянцеву М.Н.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность и важность проблемы совершенствования и создания более эффективных физико-химических методов извлечения трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, выносимые на защиту, практическая ценность работы и реализация ее в промышленности.
В первом разделе изложено современное состояние проблемы обеспечения полноты выработки запасов нефти из залежей при их заводнении. В первую очередь отмечено резкое ухудшение качественного состояния сырьевой базы всей нефтедобывающей отрасли, связанное с тем, что высокопродуктивные месторождения в основном выработаны, в активной разработке находятся месторождения, преимущественно содержащие трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными водоплавающими зонами, высоковязкими нефтями, залежами, находящимися на больших глубинах и с аномальными свойствами нефтей. Кроме того, основные месторождения страны, в том числе Урало-Поволжья, вступили в стадию падающей добычи нефти и интенсивного обводнения добываемой продукции.
Так, средняя нефтеотдача на месторождениях России не превышает 40-43%, или около 60-57% начальных запасов нефти останутся неизвлеченными. В табл. 1 приведены сведения по проектным и текущим коэффициентам нефтеотдачи по некоторым месторождениям Урало-Поволжского региона, длительное время разрабатываемым на жестко-водонапорном режиме. Приведенные данные свидетельствуют о том, что высокие значения конечной нефтеотдачи пластов могут быть достигнуты при благоприятном стечении факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности процесса заводне-
Таблица 1
Коэффициенты нефтеотдачи по некоторым залежам, длительно разрабатываемым на жестко-водонапорном режиме
ния. Сопоставление текущих значений нефтеотдачи пластов с высокими проектными конечными значениями показывает, что последние могут быть вполне реальны и достижимы.
Однако, несмотря на отдельные высокие показатели коэффициентов нефтеотдачи, эффективность извлекаемых запасов нефти из нефтеносных пластов в целом характеризуется как неудовлетворительная не только в нашей стране, но и во всех странах мира. Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии коэффициент конечной нефтеотдачи составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде, странах Западной Европы, Саудовской Аравии - 33-37%. Остаточные запасы нефти достигают в разных странах в среднем 50-57% от первоначальных геологических запасов. Еще в более широком диапазоне (30-90%) изменяются остаточные запасы по отдельным разрабатываемым месторождениям.
В нашей стране за последнее десятилетие существенно снизилось соотношение прироста запасов к добыче, так в 1991 г. оно составило 180,9%, по-следующий период отмечен падением этого показателя, минимальный прирост пришелся на 1995 г., но не превысило 50,6%. Начиная с 1996 г. прирост запасов нефти по отношению к ее добыче вырос до 70%, хотя он далек от оптимистического состояния добычи в России.
В целом последние годы характеризуются ухудшением структуры запасов нефти страны, увеличением объема трудноизвлекаемых запасов. Доля активных запасов, оцененная в 1999 г., едва достигает 40% от общего объема остаточных запасов нефти. Следовательно перспектива всей нефтедобывающей отрасли и научных изысканий в частности связана с разработкой трудноизвлекаемых запасов.
В общем виде по оценке специалистов структура трудноизвлекаемых запасов в стране распределяется следующим образом: низкопроницаемые коллекторы составляют 43%, подгазовые зоны - 12%, высоковязкие нефти - 10% и пласты, залегающие на больших глубинах, - 7%.
В условиях сложившегося положения со структурой запасов нефти России наряду с увеличением добычи нефти за счет ввода новых скважин, важное значение приобретает применение более эффективных технологий нефтеизвлечения и увеличения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами.
В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными. Наибольшее количество МУН, основанных на увеличении коэффициента охвата, приходится на месторождения АООТ «Лукойл-Когалымнефтегаз» - 83%, дальше в по-рядке убывания следует ОАО «Татнефть» - 79,1%, АНК «Башнефть» - 66%, ОАО «Оренбургнефть» - 49,8%. В последнем объединении самая высокая доля МУН, приходящаяся на методы увеличения коэффициента вытеснения, - порядка 33,2%, для сравнения данный показатель в АНК «Башнефть» не превышает 16,5%, еще ниже в ОАО «Татнефть» - 3,5%. По комбинированным технологиям воздействия ситуация выглядит следующим образом: наибольший объем приходится на долю ОАО «Сургутнефтегаз» - 57,9%, по АНК «Башнефть», ОАО «Татнефть» и ОАО «Оренбургнефть» на данный вид воздействия приходится по 17%.
Во втором разделе представлены результаты обзорно-аналитической работы по наиболее перспективным методам ограничения водопритоков и снижения обводненности добываемой продукции, направленных на решение проблемы охвата пласта заводнением, продемонстрировавших высокую технологическую и экономическую эффективность в различных геолого-физических условиях. Большую самостоятельную группу составляют методы, основанные на вытеснении нефти водными растворами ПАВ, кислот, щелочей, пенных систем и др.
Показано, что регулирование процесса разработки нефтяных залежей в условиях прогрессирующего обводнения необходимо вести в трех направлениях: - уменьшение объема попутнодобываемой воды за счет вовлечения в разработку слабопроницаемых пластов, содержащих значительные запасы остаточной нефти, а также широкого применения способов ограничения притока вод к забоям добываемых скважин и движение их по промытым пластам;
- обеспечение полноты вытеснения нефти из обводнившихся пластов путем улучшения нефтевытесняющей способности закачиваемых в пласт вод;
- комбинированное воздействие путем применения методов ограничения водопритоков и повышения коэффициента нефтевытеснения.
В свою очередь технологии на основе применения различных водоизолирующих составов условно разделены на следующие группы: 1) методы, основанные на закачке в пласт элементоорганических со-единений;
2) методы, основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов;
3) методы, основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов;
4) методы, основанные на использовании отходов различных нефтеперерабатывающих и других производств. trialи сегодняшнего дня состоят в создании новых научно-технических решений, направленных на интенсификацию добычи нефти, во-влечении в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличении нефтеотдачи пластов, а также в усовершенствовании уже известных МУН, показавших высокую эффективность в конкретных геолого-физических условиях. Проблема разработки эффективных физико-химических МУН, являясь узловой во всей нефтедобывающей отрасли, в первую очередь связана с отсутствием надежных эффективных технологий, способных «работать» в различных геолого-физических условиях, что обусловлено низким уровнем научно-методического и информационного сопровождения разрабатываемых технологий.
В третьем разделе изложены пути повышения эффективности применения физико-химических методов воздействия на пласт. Эффективность применения МУН на конкретном объекте разработки зависит от различных факторов, таких как: потенциальные возможности метода, критические факторы применимости метода, остаточная нефтенасыщенность и ее распределение в пласте, техническое состояние пробуренных скважин, отпускная це-на на нефть и реагенты на момент внедрения МУН, экологические факторы и др.
На основе многолетних лабораторных исследований, широкомасштабных промышленных внедрений МУН пластов в России и за рубежом, уточнены количественные критерии эффективного их применения, а именно: - применение полимерного заводнения ограничено низкими значениями вязкостей нефтей (до 10 МПА?с), проницаемостей пород (более 0,1 мкм2), а также температур (до 700С);
- использование мицеллярных растворов также ограничено невысокими значениями проницаемостей (более 0,1 мкм2) и температур (до 700С), минерализацией пластовой воды менее 25 мг/л, вязкостью нефти менее 10-15 МПА?с;
- заводнение пластов с применением ПАВ имеет ограничение по вязкости нефти до 25 МПА?с, содержанию глин до 10%, толщине пласта не более 25 м и температуре пласта до 700С;
- силикатно-щелочное заводнение имеет ограничение по вязкости нефти до 100 МПА?с, проницаемости пласта более 0,1 мкм2, содержанию глин до 5-10%, текущей обводненности добываемой жидкости менее 60%.
В заключении раздела приведена классификация нефтяных месторождений по параметрам, отражающим геолого-физические и физико-химические свойства пластовых систем, с применением метода главных компонент и дискриминантного анализа.
Данный подход применяется при долгосрочном планировании и прогнозе эффективности МУН и апробирован во многих нефтедобывающих регионах страны. Например, для группирования месторождений Башкортостана рассмотрено 686 объектов по 14 наиболее информативным параметрам. С помощью метода главных компонент и дискриминантного анализа выделено шесть однородных групп. К первой группе относились месторождения терригенного девона, ко второй - месторождения, представленные терригенными коллекторами каменноугольного возраста, группы с третьей по шестую включительно представлены карбонатными коллекторами (3 - фаменского, 4 - каширо-подольского, 5 - верей-башкирского и турнейского, 6 - сакмарско-артинского возраста). Для прогнозирования МУН определены центры группирования. Для первой группы - Туймазинское месторождение Д1, Д2; Сергеевское, Дкн; Уршакское, Д1; для второй - Арланское месторождение, С1-С3, третья группа представлена Копей-Кубовским месторождением, Дфам; четвертая группа - Арланским месторождением, каширо-подольские отложения; пятая группа - Тарасовским месторождением, Стур и шестая группа - Озеркинским, Р1. С учетом геолого-физических критериев эффективности применения МУН наиболее целесообразно применение композиций ПАВ на объектах 1, 2 и 4 групп, прирост нефтеотдачи изменяется в диапазоне от 2,2 до 6,3%. Силикатно-щелочное заводнение может быть успешно реализовано на месторождениях, входящих во 2 группу, прирост нефтеотдачи составляет в среднем 5%.
Несмотря на широту применяемых МУН во всех без исключения нефтедобывающих регионах, необходимо констатировать, что проблема эффективного освоения недр в Российской нефтяной промышленности решена недостаточно полно. Одним из важных направлений решения этой проблемы является отбор приоритетов в целях исключения практики распыления финансовых и интеллектуальных ресурсов по всему спектру научно-технической деятельности, связанной с решением проблемы увеличения конечной нефтеотдачи пластов физико-химическими методами, а также их концентрации на создании наиболее важных технологий с учетом геолого-физических и технологических критериев их эффективного применения.
В последние годы в отрасли применялись или находятся в стадии промышленного внедрения ряд технологий, воздействующих на коэффициент охвата, основанных на использовании различных гелеобразующих составов. Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, создавая искусственные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод.
В четвертом разделе приведены результаты экспериментальных и промысловых исследований новой гелеобразующей композиции с регулированным временем загеливания, выполненные для условий Арланского месторождения.
Арланское месторождение характеризуется многопластовостью, сложностью строения продуктивных пластов, изменчивостью коллекторских свойств, повышенной вязкостью и аномальными свойствами нефти. Текущее состояние разработки месторождения отличается высокой неравномерной обводненностью пластов и низким охватом воздействия при обычном заводнении. Это позволяет рассматривать Арланское месторождение как перспективный объект применения гелеобразующих композиций с целью улучшения фильтрации нефти, повышения охвата пластов вытеснением, снижения объемов попутнодобываемой воды и увеличения нефтеотдачи.
В большинстве случаев залежи нефти приурочены к нескольким продуктивным пластам, отличающимся эффективной толщиной, коэффициентом проницаемости, пористостью, а также термобарическими условиями, либо относительно монолитные пласты имеют послойную неоднородность. При выборе систем разработки в один объект объединяются несколько нефтена-сыщенных пластов.
В результате процесса заводнения послойно неоднородные пласты, имеющие различные характеристики, охвачены воздействием неодинаково. Так, пласты или отдельные пропластки монолитного пласта, имеющие низкую проницаемость, отстают в вытеснении нефти. По мере продвижения фронта вытеснения нефти гидродинамическое сопротивление высокопроницаемого пласта уменьшается, и после прорыва воды в добывающие скважины вытесняющая вода в основном фильтруется по высокопроницаемому пласту, не вытесняя нефть из низкопроницаемых пропластков.
При этом снижается эффективность процесса разработки нефтяной залежи, ухудшаются его технико-экономические показатели.
В случаях прорыва воды по высокопроницаемым прослоям в низкопроницаемых пластах остается значительное количество остаточной нефти, которая не может быть извлечена без использования определенных методов воздействия. Например, это достигается путем использования различных гелеобразующих составов, в частности, наиболее распространены силикатные гели с силикатнонатриевым основанием.
Экспериментальные исследования гелеобразующих композиций на основе силиката натрия, с целью получения прочных и длительное время стабильных гелей в моделируемых условиях пласта, проводились автором с применением следующих методик по оценке их физико-химических свойств: 1) определение вязкостных свойств гелеобразующих составов;
2) определение времени начала гелеобразования силикатного раствора; 3) определение реологических свойств гелей;
4) определение модуля упругости геля.
В ходе лабораторных экспериментов обоснован оптимальный состав гелеобразующих композиций для применения в технологиях регулирования коэффициента охвата и снижения обводненности на Арланском месторождении: жидкое стекло - 6% масс., соляная кислота - 1% масс., полиакриламид - 0,05% масс. С целью повышения прочности силикатных гелей в гелеобразующий состав вводились добавки твердых наполнителей: бентонитовой глины и древесных опилок. Концентрация твердых наполнителей в силикатном растворе составляла 10-20%. Стабильность суспензий твердых частиц в технологических жидкостях достигалась за счет добавления в раствор полиакриламида с концентрацией от 0,01 до 0,1% масс. (по основному веществу).
При закачке в пласт предложенный на основании лабораторных исследований гелеобразующий состав, состоящий из жидкого стекла, соляной кислоты и полиакриламида, позволяет заметно ограничить движение воды по промытым зонам пласта за счет избирательной фильтрации композиции в высокопроницаемых прослоях неоднородного пласта. Данный подход, несомненно, приведет к перераспределению закачиваемой воды по толщине пласта и подключению в работу низкопроницаемых прослоев, характеризующихся более высокой нефтенасыщенностью.
Эти выводы позволили сформулировать содержание основных задач промысловых экспериментов и выбрать базовое месторождение для их проведения.
С учетом геолого-физических особенностей и технологических условий разработки основных объектов для проведения промысловых испытаний были выбраны продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения, которые характеризуются выраженной послойной неоднородностью, приводящей к ухудшению охвата их воздействием при закачке воды.
В условиях Арланского месторождения при водонапорном режиме неизбежным и естественным является обводнение добывающих скважин и продуктивных пластов. На темп роста обводненности продукции скважин оказывает влияние повышенная вязкость и проявление структурно-механических свойств пластовых нефтей.
В работе представлены характерные кривые изменения обводненности продукции добывающих скважин опытных очагов. Анализ динамики обводненности, выполненный с начала разработки, позволил выявить ряд особенностей. Период безводной эксплуатации практически всех скважин сравнительно невелик, и безводная добыча нефти составляет небольшую долю от общей добычи нефти на исследуемом объекте. Следует отметить, что на различных стадиях обводнения добываемой продукции темп его роста различен. Так, сравнительно быстро достигается обводненность продукции скважин до 80%, далее рост обводненности существенно снижается, и даже стабилизируется на определенном значении и годами не меняется. Сохранение доли воды в добываемой продукции на одном уровне в течение длительного времени (при неизменных условиях эксплуатации) свидетельствует о практически полном обводнении потока жидкости в одном из прослоев или даже в отдельном пласте в зоне дренирования скважин и служит сигналом для проведения водоограничительных мероприятий путем закачки изолирующих составов в обводнившиеся пропластки.
Текущая обводненность добываемой жидкости на опытных участках перед началом эксперимента составляла: на Арланской площади - 96,2%, на Николо-Березовской площади - 93,7%.
При проведении промысловых экспериментов были поставлены задачи, связанные с оценкой влияния на эффективность применения испытываемой технологии следующих факторов: тип коллектора, степень расчлененности объекта разработки, наличие и степень гидродинамической связи между пропластками неоднородного пласта, соотношение коэффициентов проницаемости отдельных пропластков, величина и преобладающая форма остаточной нефтенасыщенности пласта, степень обводненности продукции отдельных скважин и опытного участка в целом, приемистость водонагнетательных скважин, объемы закачиваемых оторочек на метр работающей толщины пласта, периодичность закачки гелеобразующего состава. Кроме того, в задачу промыслового эксперимента входила отработка технологии и выбор технических средств для организации подготовки и закачки гелеобразующих растворов в скважины и оценка влияния показателей их работ.
Выбор опытных участков для закачки гелеобразtrial составов про-изводился по результатам тщательного анализа геологического строения и физических свойств продуктивных пластов, состояния и особенностей выработки запасов нефти на опытных участках, наличия гидродинамической связи между скважинами и пропластками, отсутствия заколонных перетоков и т.д. В связи с этим предварительно выполнены следующие работы: 1) по карте разработки объекта были определены гидродинамически обособленные участки, состоящие из нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин. Приемистость нагнетательных скважин была не меньше 100 м3/сут;
2) в масштабе карты разработки строилась схема расположения сква-жино-точек выбираемого опытного участка, на которую наносились водонагнетательные и добывающие скважины до третьего ряда включительно и проводились границы распространения коллекторов по каждому пласту, выделенному в каждом объекте разработки. При этом были использованы зональные карты;
3) изучались результаты геофизических измерений в скважинах, выполненных как при бурении, так и при последующей эксплуатации скважин, профили приемистости и притока жидкостей, гидродинамических исследований при неустановившихся режимах. Обобщались данные исследования кернов, определялась нефтенасыщенность пород продуктивного пласта, глинистость и др;
4) для анализа гидродинамической обстановки в районе опытных скважин, литолого-фациальной характеристики продуктивных пластов, литоло-гической связанности отдельных пластов пропластков, характера выработанности их строилась блок-диаграмма с указанием возможных путей движения гелеобразующего состава и наиболее вероятные зоны образования геля;
5) для приближенной оценки величины и типа остаточной нефтенасыщенности были построены карты распределения удельных начальных запасов нефти по скважинам, карты суммарных отборов нефти с начала разработки.
В результате была получена прtrialенная картина общего распределения остаточных запасов нефти по зонам расположения скважин, основанная на логических принципах;
6) изучалось распределение закачиваемой воды по добывающим скважинам путем построения карты суммарных отборов воды и основных направлений движения воды по пластам;
7) строились графики изменения обводненности продукции добывающих скважин и графики изменения дебитов скважин во времени;
8) изучалось техническое состояние скважин (герметичность обсадной колонны, отсутствие движения воды по негерметичности цементного камня в вышележащие пласты и т.д.);
9) строились характеристики вытеснения нефти по всем опытным участкам.
Технология апробирована в промысловых условиях на 12 опытных участках. Удельный технологический эффект от данной технологии составил 37 т на 1 т композиции. На способ воздействия получен патент № 2163965.
Анализ промысловых работ, выполненных в ходе закачки гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла в нагнетательные скважины, показал следующие результаты: - по всему фонду нагнетательных скважин ухудшение фильтрационных параметров пласта (по исследованиям КПД). Это указывает на формирование в поровом пространстве пласта гелеобразующего состава (табл. 2);
- отмечено повышение охвата нефтеводонасыщенного пласта воздействием за счет подключения в работу дополнительных пропластков и выравнивание профиля приемистости изза ограничения поступления закачиваемой воды в обводненные зоны;
- растет средний дебит добывающих скважин, снижается обводненность или остается практически неизменной по всему фонду анализируемых добывающих скважин (71 доб. скв.). Наибольшее относительное снижение обводненности продукции скважин происходит в диапазоне 92-97%, продолжительность эффекта колеблется от 7 до 15 месяцев.
Для реализации разработанной технологии на Арланском месторождении предложены и внедрены в производство оригинальные технологические решения по приготовлению и закачке большеобъемных оторочек гелеобра-
Таблица 2
Результаты исследования нагнетательных скважин методом КПД на Арланском месторождении
Номер скважины
Параметры пласта до закачки гелеобразующей композиции коэффициент приемистость, гидропроводно- коэффициент м3/сут сти, пьезопроводно- мкм2?см/МПА?с сти, м2/с
Параметры пласта после закачки гелеобразующей композиции коэффициент коэффициент приемистость, гидропровод- пьезопро- м3/сут ности, водности, мкм2?см/МПА?с м2/с
2326 320 0,77
2138 595 0,45
895 191 0,17
6946 1812 2,71
1300 1435 1,54
6837 1020 2,25
6096 206 0,33
1440 1399 1,48
0,75 270
0,55 487
0,25 80
1,4 1087
0,75 957
3,15 872
0,40 165
0,80 1295
0,37 0,35
0,19 0,25
0,16 0,23
0,67 0,34
1,36 0,65
1,40 1,95
0,21 0,26
1,35 0,70
зующих композиций. Определена технологическая и экономическая эффективность реализуемого метода воздействия. Накопленная дополнительная добыча нефти составила 28 тыс. т, объем попутнодобываемой воды снизился на 350 тыс. м3, только за 1993-97 г.г. получено 2231,5 млн. руб. прибыли (в ценах 1998 г).
В качестве гелеобразующих составов могут быть использованы различные химические продукты, часто являющиеся полупродуктами или отходами химических производств. В связи с этим возникает задача выбора более дешевых и доступных химических продуктов для приготовления гелеобразующих композиций, эффективно «работающих» в различных геолого-физических и технологических условиях добычи нефти.
В НИИНЕФТЕОТДАЧА автором под руководством проф. Фахретдинова Р.Н. была изучена возможность применения для составления гелеобразующей композиции нефелина. В ходе лабораторных экспериментов установлено, что минеральные кислоты и нефелин, представляющий собой алюмосиликат натрия и калия, в определенных условиях формируют гелеобразующие композиции с различной вязкостью и временем гелеобразования. Основным преимуществом нефелина, используемого в качестве гелеобразующего материала, является дешевизна, наличие достаточно больших ресурсов для крупномасштабного применения в сочетании с возможностью управления процессами гелеобразования в пористой среде, высокими технологическими показателями: устойчивостью в пористой среде, насыщенной высокоминерализованными водами и остаточной нефтью, способностью существенно изменять фильтрационные сопротивления обводненных зон пласта.
В пятом разделе экспериментально установлено, что при взаимодействии минеральных кислот с нефелиновым концентратом образуются гелеобразующие композиции с регулируемыми параметрами (плотностью, вязкостью, временем гелеобразования) и состоящие из аморфных, положительно заряженных поликремниевых кислот.
В ходе изучения процесса растворения нефелина в растворе соляной кислоты концентрацией 7-9% масс. установлено, что с увеличением времени перемешивания от 30 до 60 мин количество непрореагировавшего осадка снижается от 30 до 18%, а в случаях использования вод с минерализацией 20-25 г/л - до 5-10%. Экспериментально показано, что при увеличении концентрации нефелина до 10% масс. наблюдается пропорциональное увеличение общего количества кремния в растворе (переходит 51-53% кремния). При концентрациях нефелина в композиции более 10% масс. содержание кремния в растворе стабилизируется.
В результате полученных экспериментальных данных по изучению влияния различных факторов (концентрации компонентов гелеобразующей композиции, химического состава, общей минерализации воды, температуры, типа коллектора и характера пористой среды, содержания остаточной нефти в породе и т.д.) на время гелеобразования композиции нефелина (3-10% масс.) и соляной кислоты (6-10% масс.) в закачиваемой в пласт сточной воде Красноярского месторождения установлено: - с увеличением концентрации соляной кислоты от 6 до 10% масс. при концентрации нефелина 7-10% масс. время гелеобразования заметно изменяется, проходя через максимум при концентрации соляной кислоты 9-10% масс.;
- при использовании 8% масс. нефелина, приготовленного на 6-7%-ных растворах соляной кислоты, время гелеобразования составляет 12 ч, с увеличением содержания нефелина до 10% масс. время гелеобразования увеличивается до 20 ч;
- с повышением температуры от 20 до 450С происходило уменьшение вязкости композиции. Так, при концентрации нефелина 10% масс. и соляной кислоты 7% масс. вязкость раствора снижается от 2,6 до 2,3 мм2/с;
- наблюдается увеличение вязкости исходного гелевого раствора и времени гелеобразования от 3 до 10 суток при содержании карбонатов свыше 1%. При увеличении карбонатов более 2% происходит взаимодействие моно-кремниевой кислоты и карбонатов щелочных и щелочноземельных металлов с образованием солей кремниевых кислот, выпадающих в осадок.
Изучены фильтрационные характеристики гелеобразующего состава на высокопроницаемых насыпных моделях (8,1 мкм2) и на единичных естественных образцах пород (0,234 мкм2) Красноярского месторождения и получено при градиентах давления для насыпных моделей 8 МПА/м и для естественных кернов - 19,4 МПА/м отсутствие фильтрации, указывающее на формирование гелевой массы в пористой среде.
Проведены промысловые испытания гелеобразующего состава на основе нефелина и соляной кислоты на 18 опытных участках месторождений ОАО «Оренбургнефть», в т.ч. на 10 нагнетательных и одной добывающей скважине Красноярского месторождения, на 3 нагнетательных и одной добывающей скважине Ново-Кудринского месторождения, по одной нагнетательной скважине Западно-Степановского и Султангулово-Заглядинского месторождений и одной добывающей скважине Саврушинского месторождения в период с 1992 по 2000 г.г. В табл. 3 приведены некоторые сведения по технологической эффективности применения гелеобразующей композиции на основе нефелина. Исследовано в промысловых условиях влияние закачки гелеобразующего состава на показатели работы добывающих и нагнетательных скважин, коэффициент охвата пласта воздействием, стабильность геля и др.
Таблица 3 Сведения по технологической эффективности гелеобразующей технологии УНП на основе нефелина в ОАО «Оренбургнефть»
При этом установлено, что положительная реакция на закачку геля 73,4% анализируемых добывающих скважин Красноярского месторождения и 46% - скважин Ново-Кудринского месторождения, выраженная в снижении обводненности в среднем на 10-15%, увеличение дебитов по нефти на 30-40%, коэффициентов охвата на 25-40%. В качестве примера на рис. 1 приведены показатели разработки по очагу скв. № 224 Красноярского месторождения, а на рис. 2 - типичные профили приемистости по нагнетательной скважине 224. Определена технологическая эффективность от закачки композиции нефелина, составляющая 96495,2 т, в т.ч. от применения технологии в нагнетательных скважинах 93675,2 т, в добывающих - 2820 т. Средняя эффективность на 1 скв/обр на Красноярском месторождении составила 2608,8 т (от закачек 1992-1993 г.г.) и 2383,3 т (от закачек 1996-1997 г.г.), удельная технологическая эффективность - 863,8 и 244 т/т соответственно. На Ново-
Рис. 1. Показатели разработки опытного участка скважины 224 Красноярского месторождения: qн - дебит нефти; qж - дебит жидкости; n - обводненность добываемой продукции
Рис. 2. Профили приемистости нагнетательной скважины 224 Красноярского месторождения (пласты Т1 и Б2) до (а) и после (б) обработки пласта
Кудринском месторождении дополнительно получено 4944 т нефти или 824 т на 1 скв/обр, с удельной технологической эффективностью 30,7 т/т. Продолжительность эффекта изменилась от 12 до 55 месяцев.
В шестом разделе проанализированы и обобщены экспериментальные и промысловые исследования, выявляющие причины низкой эффективности применения ПАВ для вытеснения остаточной нефти, связанные с потерями поверхностной активности за счет значительных адсорбционных и деструктивных процессов, высокой чувствительностью к качеству воды (наличие кислорода, микроорганизмов, механических примесей), большими значениями межфазного натяжения между нефтью и растворами ПАВ, перераспределением ПАВ между нефтью и водой. Предложены различные технологические приемы, повышающие эффективность применения НПАВ в пластовых условиях, а именно: изменение РН рабочей композиции с ПАВ; предварительное подавление центров адсорбции на породе за счет закачки «жертвенных» реагентов; защита эфирных атомов кислорода оксиэтиленовой части молекулы НПАВ и повышение устойчивости к гидролизу путем ввода в систему детергентов с сульфонатными группами.
Исследованы причины химической нестабильности НПАВ в моделируемых условиях карбонатных пород, представленных каширо-подольскими отложениями Арланского месторождения, и предложена методика определения степени стабильности НПАВ.
Проведенные исследования по определению химической стабильности НПАВ и степени химической деструкции на различных моделях пласта позволили: - выявить химическое взаимодействие НПАВ с активными компонентами пластовой системы: нефтеносной породы, пластовой нефти и воды;
- количественно определить степень химической деструкции НПАВ и массовую концентрацию стабильного НПАВ;
- оценить целесообразность применения НПАВ для условий конкретного объекта разработки.
Экспериментально доказано, что разрушение НПАВ происходит под действием температуры, давления пласта, пластовой воды, породы, РН пластовой среды. Выделены продукты химической деструкции НПАВ для условий каширо-подольских отложений и показано, что в результате частичного разрушения НПАВ Неонола АФ9-12 происходит снижение его поверхностной активности до 38-40%.
Предложены эффективные реагенты-стабилизаторы химической деструкции НПАВ АФ9-12 для ингибирования каталитически активных компонентов пластовой среды путем введения в состав нефтевытесняющих композиций электроннодонорных и электронноакцепторных добавок.
Учитывая, что важнейшим фактором, определяющим механизм вытеснения нефти из пористых сред водными растворами композиций ПАВ, а также технологическую и экономическую целесообразность применения рассматриваемого способа воздействия является адсорбция, этот процесс изучен в условиях карбонатных коллекторов и рекомендованы пути ее снижения.
Результаты определений удельной адсорбции Неонола АФ9-12 и композиционных составов приведены на рис. 3.
Результаты лабораторных экспериментов показали, что Неонол АФ9-12 в моделируемых условиях пласта заметно адсорбируется на карбонатной породе, снижая эффективность его применения. Добавление технических лиг-носульфонатов и проксамина способствует уменьшению потерь активного реагента практически в 2 раза, обеспечивая улучшение технологической эффективности процессов вытеснения нефти из пористой среды и прирост коэффициента нефтеотдачи при использовании выбранной композиции в условиях карбонатных коллекторов Вятской площади Арланского месторождения.
Рис. 3. Зависимости удельной адсорбции ПАВ Неонола АФ9-12 и композиций на его основе от концентрации в водном растворе: 1, 2 - в динамических условиях; 1 - АФ9-12 ЛГС проксамин; 2 - АФ9-12 ЛГС (0,5%);
С целью изучения изменения концентрации АФ9-12 в пластовых условиях каширо-подольских горизонтов Вятской площади была произведена закачка композиции ПАВ с последующим изливом нагнетательной скважины 13339, с общим объемом изливаемой жидкости - 142 м3. Данные по определению концентрации Неонола АФ9-12 в процессе излива отражены на графике рис. 4.
По результатам наблюдений за изменением концентраций НПАВ при изливе рассчитаны потери ПАВ на адсорбцию в конкретном случае. Потери ПАВ составляют 18%, учитывая, что дестру
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
