WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

В третей главе приведены результаты анализа эффективности кислотных обработок (КО) и рассмотрены методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождении «Белый Тигр». Значительное количество предложенных к настоящему времени в «Вьетсовпетро» и за рубежом технологий воздействия на ПЗП с использованием глинокислоты говорит о широком разнообразии продуктивных пластов по условиям залегания, геолого-физическим и физико-химическим свойствам пород-коллекторов и насыщающих их флюидов, различии в технологии разработки. Это необходимо учитывать при проведении воздействия на ПЗП для повышения его эффективности. Успешность обработки зависит от двух факторов: установление причин, приведших к снижению проницаемости ПЗП, и выбор оптимальной технологии проведения обработки. Некоторые
основные геолого-фичические характеристики залежи нижнего олигоцена приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов месторождения «Белый Тигр»

№ п/п

Наименование показателей

Объекты эксплуатации

нижний миоцен

нижний олигоцен

Фундамент

1

Тип коллектора

Песчаники

Песчаники

Трещиноватый

2

Глубина скважин, м

до 3072

до 4450

до 4894

3

Литологический состав

Чередование мелко и среднезернистых песчаников и алевролитов, сцементированных глинисто-каолиновым, реже карбонатным материалом

Песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов, вторично измененные

Кристаллические породы (граниты, кварцевые монцониты, диорит, кварцевые диориты)

4

Карбонатность, %

0,7

1,0 – 3,0

0,98 – 4,52

5

Содержания глин, %

5,0

10,0

-

6

Проницаемость, мкм2

0,08

0,03

0,177

7

Пористость, %

20,0

15,0

3,3

8

Пластовая температура, °С

113-118

138

146

9

Пластовое давление, МПа

25,7-26,0

24,5

28,25

10

Плотность нефти, кг/м3

720

662

642

11

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас

до 1,5

до 0,47

до 0,43

12

Содержание парафинов, асфальтенов, %

до 24

до 24

до 24

13

Тип пластовой воды

Хлоркальциевый

Хлоркальциевый

Пластовая вода отсутствует

14

Минерализация пластовой воды, г/л

3-17

3-17

-

Эффективность обработок оценивается по-разному: по изменению коэффициента продуктивности и дебита скважин до и после обработки; относительному приросту дебита; общей дополнительной добыче нефти; изменению профилей притока; успешности обработок (отношение количества эффективных операций к общему числу обработок).

Сравнение эффективности различных видов КО в скважинах нижнего олигоцена, проведенных в разных геолого-промысловых условиях, показывает, что в целом кислотные эмульсионные обработки характеризуются большей эффективностью по сравнению с обычными КО и обработками под давлением. Причем эффект выше по дополнительной добыче нефти, по проценту успешных обработок и имеет место в тех случаях, где до проведения глинокислотных эмульсий (ГКЭ) обработки эффекта от проведения других видов обработок получено не было. Это объясняется тем, что ГКЭ обработки многократно замедляют скорость растворения терригенного коллектора за счет уменьшения поверхности контакта эмульсии с породой из-за включения пузырьков воздуха и значительного ограничения диффузии свежих порций кислоты к местам ее контакта с породой вследствие стабильности системы.

Рассмотрены геолого-физические и технологические факторы, оказывающие превалирующее влияние на эффективность обработок. Последующая формализация процесса на основе моделирования позволяет осуществить научно обоснованный выбор скважин и подобрать оптимальную технологию воздействия с целью повышения эффективности соляно-кислотных обработок.

В четвертой главе приведены результаты лабораторных исследований по выбору новых композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции с терригенной породой:

- выбор оптимального соотношения HCl и HF в кислотном растворе;

- выбор оптимальной концентрации нефти для создания НКЭ;

- выбор типа эмульгатора и его оптимальной концентрации для устойчивости НКЭ при высоких температурах;

- выбор типа ингибитора коррозии и его оптимальной концентрация для высокотемпературных пластов;

- лабораторные эксперименты на моделях пласта для предлагаемых композиционных составов;

- совершенствование технологической обработки высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

Лабораторные исследования проводились в УГНТУ, СП «Вьетсовпетро» на специальном оборудовании.

К композициям химреагентов были предъявлены следующие основные требования: состав должен максимально глубоко проникать в ПЗП; состав должен быть минимально коррозионно-активной; состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции кислоты с горной породой; компоненты состава должны быть доступны; иметь невысокую стоимость, производиться на отечественных заводах.

Собран промысловый материал по скважинам, подвергшимся глино-кислотному воздействию за последние 20 лет, и проведена предварительная обработка данных. Исходный промысловый материал представлен месторождением «Белый Тигр» по добывающим и нагнетательным скважинам.

Оптимальный состав глинокислотных растворов для обработки ПЗП залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» и их концентрации выбирались на основе: геолого-технических условий залежи нижнего олигоцена; промыслового опыта ведущих сервисных и нефтяных компаний в области кислотных обработок ПЗП терригенных коллекторов; сохранения преимуществ растворов НКЭ, применяемых СП «Вьетсовпетро»; возможности внедрения технологии обработки ПЗП в промысловых условиях.

В соответствии с этими рекомендациями выбор кислотных составов зависит от следующих факторов: от растворимости горной породы в глинокислотном растворе; содержания кварца в породе; полевого шпата в породе; глины в породе; алевролита; проницаемости ПЗП; пластовой температуры.

Были проведены эксперименты по растворимости пород нижнего олигоцена (терригенные пласты) месторождения «Белый Тигр» с различными кислотными растворами на восьми образцах горных пород.

В таблице 2 приведены глинокислотные растворы, которые могут применяться для ПЗП добывающих скважин объекта нижнего олигоцена пласта месторождения «Белый Тигр». Наиболее эффективной композицией является вариант 2, включающий 1,5 % HF и 8 % HCl.

Таблица 2 – Предлагаемые базовые кислотные составы для глинокислотных обработок

Варианты выбора

Кислотные составы и их концентрации в глинокислотных растворах, % масс.

HF

НСl

СН3СООН

C3H12NO9P2

1

1,0

6,0

5,0

2,0

2

1,5

8,0

5,0

2,0

3

2,0

10,0

5,0

2,0

Для обработки ПЗП скважин, выходящих из бурения, предпочтительно использовать глинокислотные растворы с базовой кислотой HF 2,0% концентрации.

Одним из важнейших свойств эмульсии является ее стабильность. Для оценки стабильности эмульсии используются такие методы, как определение напряжения пробоя, время фазового расслоения. В работе оценивалась стабильность эмульсии путем определения процента фазового расслоения и электростабильность во времени.

В экспериментах использовалась товарная нефть месторождения «Белый Тигр», глинокислотный раствор (HCl (10%), HF (2%), CH3COOH (5%)) и ингибитор коррозии «Азимут-14», из которых с помощью пропеллерной электромешалки (в течение 20 мин при 2000 об/мин, без доступа воздуха) готовилась НКЭ с объемным содержанием кислоты 60%. При этом в процессе приготовления в эмульсию добавлялся эмульгатор.

На рисунке 1 показана зависимость электростабильности НКЭ без эмульгатора от концентрации кислоты и нефти.

Для более наглядного представления влияния эмульгатора «Ярлан-Э-1» исследовались реологические свойства НКЭ, приготовленных в лабораторных условиях. В качестве дисперсной фазы использовали кислотной раствор. Дисперсионной фазой служили нефти месторождения «Белый Тигр». Были использованы растворы с концентрацией эмульгатора «Ярлан Э-1» 0; 0,05; 0,1; 0,5; 1% (рисунок 2).

Из рисунка 2 видно, что с увеличением концентрации эмульгатора и повышением температуры поверхностное натяжение уменьшается.

Кроме этого, было исследовано влияние концентрации эмульгатора на вязкость эмульсии. На рисунке 3 изображены графики зависимости вязкости НКЭ от температуры с различными концентрациями эмульгатора.

Из графика видно, что вязкость эмульсий уменьшается с повышением температуры и увеличивается с повышением концентрации эмульгатора. При более высоких температурах разница в значениях вязкости становится незначительной. Увеличение вязкости эмульсий с повышением концентрации эмульгатора в них обусловливается увеличением взаимодействия между каплями, благодаря более тесному сближению глобул кислотного раствора, вследствие чего трение между слоями увеличивается и вязкость растёт.

Готовая НКЭ выдерживалась в течение 0 - 4 часа, после чего определялась ее электростабильность при 20 и 70 °С (Таблица 3).

Таблица 3 - Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий при температуре 20 и 70 оС

Время, мин

Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий, В

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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