WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

При увеличении размеров узкого зазора до 2 мкм структурирующее действие твердого тела ослабевает, и значимое влияние на физическое состояние флюидов наблюдается при более высоком содержании реагентов в нефти при фиксированной скорости деформации (рис. 3).

Рис. 3. Концентрационные зависимости вязких свойств растворов ПГ (1), СНОС (2) и ЗСК (3) в нефти после 20 ч выдержки в узком зазоре 2 мкм

В узких зазорах с размером ~ 5 мкм, соответствующим среднему радиусу пор коллекторов средней проницаемости, изучаемые реагенты не формируют твердообразных надмолекулярных структур с пределом прочности и характеризуются небольшими неньютоновскими аномалиями. Применяемые реагенты при содержании до 9% снижают вязкость нефти.

Результаты лабораторных исследований позволили резюмировать следующее:

  • Исследованные реагенты значимо влияют на структурно-механические свойства нефти, снижая или увеличивая неньютоновские аномалии жидкости в узких зазорах;
  • Неоднозначность влияния реагентов обусловлена их действием по механизму ПАВ - объемному (сольватация) и поверхностному (адсорбция);
  • Эффективность потокоотклоняющего действия реагентов зависит от проницаемости пористой среды: в порах диаметром до 2 мкм они инициируют формирование твердообразной структуры с пределом прочности, соизмеримым с уровнем градиентов давления в призабойной зоне и обеспечивающим кольматацию пор данного масштаба. В более крупных поровых каналах структурирование пластовых флюидов приводит к снижению эффективного сечения капилляров;
  • Эффективная концентрация реагентов определяется размерами поровых каналов: в порах диаметром до 1 мкм - 1-3 %, 2 мкм – 3-6 %, 5 мкм - более 6%;
  • Область применения потокоотклоняющих реагентов ограничивается пористыми средами средней проницаемости со средним радиусом пор 2—3 мкм.

В этой же главе приводятся результаты лабораторных исследований предложенного нового состава для обработки карбонатных пластов, содержащий (% мас.) 20-22%-ный раствор соляной кислоты – 42-48; полигликоль – 4-16, раствор алюмохлорида с содержанием основного вещества в растворе 200-300 г/л, (рН = 0,6-2,0)-42-48.

Проведенное сравнение кинетических характеристик процесса растворения образцов керна кашироподольских отложений Вятской площади Арланского месторождения предложенным раствором с известными аналогами показало, что применение вышеназванного раствора позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков и одновременно увеличить скорость и полноту растворения нефтенасыщенных зон карбонатного коллектора, что в промысловых условиях позволить достичь наибольшего эффекта от применяемой технологии в результате вовлечения в процесс вытеснения неохваченных при заводнении целиков нефти.

Предложенный состав имеет малое поверхностное натяжение на границе раздела с углеводородными жидкостями и обладает малой вязкостью. Благодаря этим свойствам улучшается проникающая способность рабочего агента. Кроме того, в составе присутствует отход производства предприятий (алюмохлорид), обладающий потокоотклоняющими свойствами, что потенциально снижает его стоимость и как результат себестоимость 1 тонны дополнительно добытой нефти.

Третья глава посвящена разработке методики дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей. Для адресного планирования СКО применяется дизайн обработок, основой которого являются изучение литологического и химического состава породы – коллектора; определение основных факторов, влияющих на скорость растворения породы кислотным раствором; лабораторные исследования фильтрационных процессов с использованием растворов кислот с добавками (замедлителями и отклонителями) на образцах керна. Полученные экспериментальные данные использованы при математическом моделировании СКО, проведенного совместно с К.М.Федоровым.

Данная задача рассмотрена в рамках двухкомпонентной изотермической фильтрации однофазной несжимаемой жидкости в призабойной зоне скважины в радиальной системе координат.

В этом случае процесс осесимметричного движения флюида в пористой среде будет описываться следующей системой уравнений.

Уравнение сохранения массы всего потока:

(1)

где - скорость химической реакции, - скорость, - радиальная координата, - пористость, - истинная плотность флюида.

Уравнение сохранения массы кислоты:

(2)

где – концентрация кислоты, – время.

Уравнение сохранения массы породы, описывающее изменение пористости за счет химической реакции:

(3)

где - истинная плотность породы, - стехиометрический коэффициент реакции соляной кислоты с карбонатами.

Скорость химической реакции будем считать пропорциональной концентрации кислоты и обратно пропорциональной характеристическому времени реакции

где - характеристическое время реакции.

Поскольку все члены уравнения (2) на величину порядка меньше членов в уравнении (1), а члены в уравнении (3) меньше на величину порядка членов в уравнении (2), будем рассматривать линеаризированную форму уравнений по аналогии с работой В.М.Ентова. В этом приближении решение уравнения (1) имеет вид:

(4)

где - объемный расход флюида, rc - радиус контура питания скважины, rw - радиус скважины.

Уравнение (2) после линеаризации примет вид:

(5)

где m0 – начальная пористость пласта.

А уравнение (3) с учетом выражения для скорости реакции преобразуется к виду:

(6)

Произведем замену радиальной переменной

(7)

В результате уравнение (4) преобразуется следующим образом:

(8)

Решения уравнений (5) и (6) будем искать с помощью метода характеристик, после стандартных математических выкладок получим:

(9)

(10)

Уравнение (10) определяет изменение пористости в процессе закачки раствора кислоты в пласт. Поскольку за время закачки не вся кислота успевает прореагировать с породой (распределение ее концентрации на момент окончания закачки определяется уравнением (9)), то необходимо учесть изменение пористости породы за счет реакции оставшейся в призабойной зоне кислоты с породой.

Для этого решается исходная линеаризированная система уравнений при условии отсутствия движения жидкости. Решение позволяет определить общее распределение пористости после полной нейтрализации кислоты:

(11)

Для определения дебита скважины после воздействия воспользуемся формулой Дюпюи при условии радиального изменения проницаемости призабойной зоны по проницаемости:

(12)

где: - депрессия в призабойной зоне, - коэффициент динамической вязкости флюида, - проницаемость, h – перфорированная мощность пласта.

Дебит скважины до воздействия определяется традиционной формулой Дюпюи:

(13)

где: - начальная проницаемость пласта до воздействия.

С учетом уравнений (12) и (13) определим относительный прирост дебита скважины за счет воздействия:

(14)

Распределение проницаемости в призабойной зоне определяется по данным пористости в соответствии с петрофизической моделью, используемой при интерпретации ГИС, или принимается модельный закон Козени-Кармана

Полученное решение было обобщено на случай слоисто неоднородных пластов. При относительно небольших объемах и временах закачки флюида в призабойную зону межпропластовыми перетоками можно пренебречь. Тогда приведенное решение записывается для каждого пропластка в отдельности.

Суммарный объем и скорости закачки по всем пропласткам пластовой системы в этом случае равны:

(15)

где, - объем и скорость закачки раствора кислоты в -ый пропласток.

Определение распределения объемов закачки и скоростей в каждом пропластке считается пропорциональным их проводимости (ki hi):

(16)

Таким образом, для каждого пропластка определяется распределение пористости и проницаемости в призабойной зоне согласно решению (11), затем определяется кратность прироста приемистости/продуктивности после воздействия по формуле (14) и рассчитывается суммарный эффект.

Влияние замедлителей реакции на эффективность обработки, учитывается изменением характеристического времени реакции.

При применении отклонителей кислот происходит относительно равномерное воздействие кислоты на перфорированный интервал. В этом случае объем и скорость закачки раствора кислоты в -ый пропласток считаются по формулам:

(17)

Технология прогнозирования результатов СКО в остальном аналогична предыдущим случаям.

Моделирование СКО в добывающих скважинам подробно рассмотрено на примере скважины № 122, расположенной в центральной части месторождения Алибекмола (Республика Казахстан). В расчетах использовались следующие параметры: скорость закачки раствора кислоты составляла 458м3/сут., плотность воды =1000 кг/м3, плотность породы =2650 кг/м3, радиус контура питания =250 м, радиус скважины 0.1м, суммарная мощность пласта 128 м, перфорированной толщины 77м, данные по профилю пористости взяты из РИГИС, проницаемость рассчитывалась по петрофизической корреляции.

На рис. 4 приведена зависимость кратности прироста дебита от объема закачиваемой оторочки при различных исходных концентрациях кислоты.

Рис. 4 Зависимость кратности прироста дебита от объема закачки в добывающую скважину 122 при различных исходных концентрациях раствора кислоты.

Как видно из рисунка, падение исходной концентрации приводит к незначительному уменьшению кратности прироста дебита. Так для 20% концентрации она составляет 69%, для 15% концентрации 66% и для 12% концентрации 61%. Таким образом можно сделать вывод что увеличение концентрации в приведенном диапазоне приводит к нецелесообразному росту затрат, в то же время не давая особого выигрыша в эффективности процесса. Эффективные объемы закачки для случаев с концентрацией соляной кислоты в растворе равной 15% и 12% совпадают и равны 157 м3. Для 20% концентрации кислоты эффективный объем равен 153 м3.

В случае добывающих скважин для равномерного воздействия на все перфорированные интервалы целесообразно использование отлонителей. Ниже (рис. 5) приведена расчетная зависимость кратности прироста дебита от объема закачки реагента с учетом применения отклонителя и для сравнения в случае традиционной СКО.

Рис. 5 Зависимость кратности прироста дебита от объема закачки.

Как видно из рисунка, применение отклонителя приводит к снижению кратности прироста дебита на величину порядка 30%. Однако, в случае применения отклонителей несколько снижается и значение эффективного размера оторочки. Расчет показывает, что эффективный объем закачки раствора соляной кислоты в этом случае составляет 87 м3, при кратности прироста дебита равной 26%. В то время как при расчетах традиционной соляно-кислотной обработки эффективный объем закачки составляет 157 м3, при кратности прироста дебита равной 66%.

Результаты проведенных расчетов с использованием разработанных методов дизайна СКО для нагнетательных и добывающих скважин месторождения Алибекмола позволили сделать следующие выводы:

  • Для обработки нагнетательных скважин рекомендуется применение замедлителей реакции кислоты с породой и отклонителей кислот. Эффект от применения замедлителей реакции составляет до 5%. Эффект от применения отклонителей кислот сводится к снижению отрицательных последствий от преобладающей обработки высокопроницаемых пропластков системы кислотой при воздействии. Если в случае традиционных СКО дисперсия распределения приемистостей пропластков возрастает в 2.5 раза, то применение отклонителя снижает дисперсию на 30-55%. Но необходимо отметить, что при этом кратность роста приемистости падает на 20%.
  • Для обработки добывающих скважин рекомендуется применение отклонителей кислот, которые снижают отрицательный эффект от перераспределения потоков по продуктивному разрезу. При традиционном СКО дисперсия потоков по пропласткам возрастает в 2.7 раза, применение отклонителей позволяет снизить этот рост на 75%. Однако, за счет большей обработки низкопроницаемых интервалов и меньшей высокопроницаемых кратность прироста дебита снижается на 25% по сравнению с традиционной СКО.

В четвёртой главе приводятся результаты промышленного внедрения технологий воздействия на ПЗС карбонатного пласта-коллектора кислотным раствором избирательного действия на основе полигликолей (ЗСК). Объектами обработки выступали карбонатные коллектора месторождений двух нефтегазоносных провинций - Волго-Уральской и Прикаспийской.

В первом случае серия обработок была проведена на нефтенасыщенных карбонатных коллекторах турнейского (С1) и башкирского ярусов и верейского горизонта (С2) Дачного нефтяного месторождения в Республике Татарстан. Залежи представлены пористо-проницаемыми и микротрещинноватыми известняками с различной степенью глинистости и вторичной доломитизации. Сложность геологического строения пластов-коллекторов здесь обусловлена как наличием мелких по размерам и амплитудам структурных брахиантиклинальных поднятий III порядка (размеры залежей изменяются от 0,7х0,5 км до 5,5х4,25 км), так и невыдержанностью мощности и коллекторских свойств продуктивных пластов по разрезу - толщина нефтенасыщенных пластов варьирует от 0,8 до 14 м, доля коллекторов в разрезе изменяется в пределах 0,45…0,52 д.ед. Тип залежей пластово-сводовый (верейский горизонт) и массивный (турнейский ярус), залежи частично литологически-экранированные.

По средним значения пористости (16%) и проницаемости (0,21 мкм2) пласты-коллекторы можно отнести к среднеёмким высокопроницаемым коллекторам порового типа. Поры - седиментационные, участками увеличенные процессами выщелачивания. Нефти месторождения относятся к типу парафинистых, сернистых и смолистых и характеризуются низким газосодержанием.

Режим работы пластов рассматриваемых залежей – искусственно-водонапорный с поддержанием пластового давления путём заводнения.

Проведённый анализ динамики основных показателей разработки рассматриваемых карбонатных пластов позволил сделать выводы о снижении среднесуточных дебитов по отдельным скважинам, слабом влиянии нагнетательных скважин, частых прорывах нагнетаемой воды к забоям эксплуатационных скважин.

Одним из основных факторов низкой продуктивности скважин является неравномерный профиль притока нефти из продуктивного пласта, работающая часть которого составляет 20…40%.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»