WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |
  • доставки раствора соляной кислоты в более удаленные участки пласта;
  • увеличения охвата обработкой продуктивной толщи пласта ПЗС;
  • исключения коррозии внутрискважинного оборудования.

Был проведен комплекс лабораторных исследований для изучения и представления механизма воздействия на пласт жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии, а также для построения технологической схемы воздействия на пласт.

Во второй главе приводятся технологическая схема получения кислотообразующей гидрофобной эмульсии на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие», результаты исследований её физико-химических свойств, растворимости АСПО в жидких углеводородах «пентаны + высшие», материалы исследования динамики давления насыщения пластовой нефти при обогащении её жидкими углеводородами.

В работе предложена серия рецептур (образцов) гидрофобной кислото-образующей эмульсии.

На основе исследований выявлены аналитические зависимости с достаточно высокими значениями коэффициентов корреляции, отражающие изменения динамической вязкости микроэмульсии от объемной доли водной фазы либо плотности эмульсии. Использование зависимостей значительно облегчает выбор состава кислотообразующей эмульсии заданной вязкости при планировании работ по обработке ПЗС.

Способность кислотообразующей эмульсии изменять свою вязкость в широких пределах в зависимости от объемного содержания в ней водных растворов является дополнительным положительным фактором. Манипулируя вязкостью, можно способствовать увеличению охвата пласта воздействием, особенно при двухрастворных схемах обработки ПЗС, когда последовательно за высоковязкой кислотообразующей эмульсией подаются менее вязкие растворы вплоть до раствора 15 %-ной соляной кислоты, обладающей наименьшей вязкостью.

Для изучения растворимости асфальтосмолистых и парафиновых компонентов в ЖУ «пентаны + высшие» (масле абсорбции) из различных добывающих скважин залежей Оренбургской области были отобраны глубинные пробы АСПО. Определение состава АСПО проводили методом Маркусона.

Исследования показали, что основными компонентами, входящими в состав АСПО, являются парафины. Смолы и особенно асфальтены составляют незначительную долю промыслового парафина. Изучение состава механических примесей выявило, что они состоят из сульфида железа – 40 % масс., карбонатов железа и кальция – 40 % масс. и нерастворимых в кислоте компонентов (оксидов металлов, соединений бария и др.) – 20 % масс.

Взаимодействие АСПО с «пентанами + высшие» (маслом абсорбции) определялось гравиметрическим методом. Исследования показали, что растворение основной массы АСПО в масле абсорбции происходит достаточно динамично, а именно: 76,7 % масс. образца растворилось в течение 300 минут (5 часов). Полное растворение компонентов промыслового парафина произошло за 1800 минут (30 часов). Нерастворимый осадок составил 2,44 % масс.

Из результатов исследований можно сделать вывод, что гидрофобная составляющая кислотообразующей эмульсии после разложения последней в пласте будет способствовать: а) растворению и удалению из ПЗС выпавших АСПО;
б) более быстрому контакту образуемой соляной кислоты с породой коллектора.

На основе полученных выводов можно рекомендовать масло абсорбции в качестве самостоятельного реагента для обработки нефтяных скважин, призабойная зона пласта которых осложнена отложениями промыслового парафина.

Как отмечалось ранее, использование предлагаемой технологии предполагает снижение давления насыщения нефти газом и обеспечение тем самым однофазной фильтрации в ПЗС. Данная гипотеза требовала экспериментального обоснования.

Исследование динамики изменения давления насыщения нефти газом при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны + высшие» проводили на установке АСМ-300М, в которой воспроизводились условия нефтяного пласта. Аппаратура позволяла сохранить в отобранной пластовой нефти соотношения между жидкой и газовой фазами и, в процессе исследования этой пробы, выделить растворенный газ из нефти.

Исследуемыми нефтями являлись пластовые пробы нефтей из скважин 538Н и 14011Н залежей Оренбургской области, планируемых в последующем к воздействию предлагаемой технологией с целью искусственного снижения в ПЗС давления насыщения нефти газом.

После подготовки установки АСМ-300М к исследованиям определяли давление насыщения нефти газом без и с добавлением в состав нефти жидких углеводородов «пентаны + высшие» (масла абсорбции). После добавления масла абсорбции концентрация «пентанов + высшие» увеличилась для нефти скважины № 538Н на 7,32 % масс., для скважины № 14011Н – на 6,8 % масс.

Результаты изменения давления насыщения нефти газом до и после введения в пластовую пробу нефти ЖУ «пентаны + высшие» на примере скважины № 14011Н приведены в таблице 1.

Таблица 1 Физико-химические свойства и параметры нефти скважины № 14011Н до и после ее обогащения углеводородами «пентаны + высшие»

Свойства и параметры пластовой нефти

До обогащения нефти

ЖУ «пентаны+высшие»

После обогащения нефти ЖУ «пентаны+высшие»

Содержание ЖУ «пентаны+высшие», % масс.

86,40

93,20

Давление насыщения, МПа

17,84

7,10

Газосодержание, м3/т

169,00

85,00

Плотность пластовой нефти, кг/м3

754,50

747,30

Вязкость дегазированной нефти, мПа·с

6,13

1,45

Анализ данных исследований показал, что увеличение содержания в нефти жидких углеводородов «пентаны + высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом. Так, для нефти скважины № 538Н это снижение произошло с 7,30 до 3,80 МПа, а для нефти скважины № 14011Н с 17,85 до 7,10 МПа. При этом одновременно наблюдалось уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефти. Исходя из результатов исследований можно предположить, что уменьшение давления насыщения нефти газом будет способствовать повышению фазовой проницаемости породы по нефти в условиях эксплуатации скважины при давлениях ниже давления насыщения нефти газом.

Третья глава диссертационной работы посвящена установлению определяющих параметров технологий воздействия на ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии. В рамках этой задачи исследовались «время жизни» кислотообразующей эмульсии, характер взаимодействия её с породой коллектора, изменение фазовой проницаемости породы по нефти после обогащения её «пентанами + высшие», возможность эффективного использования КОГЭ в двухрастворных технологиях воздействия на ПЗС в неоднородных коллекторах.

Для установления оптимального времени нахождения кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пласте (оно складывается из времени «старения» и разложения КОГЭ, времени взаимодействия водных компонентов А и В с образованием HCl и времени реакции последней с породой) были выполнены опыты в пористой среде и в свободном объеме.

Выполнение экспериментов в пористой среде позволило учесть молекулярно-поверхностные эффекты на границах раздела фаз, влияние структуры, смачиваемости порового пространства и т.п.

Суть исследований в пористой среде заключалась в фиксации интервала времени, при котором наблюдалось интенсивное выделение углекислого газа из модели пласта, означающего «старение» и разрушение эмульсии с образованием соляной кислоты. Для этого в нефтенасыщенную модель пласта закачивалась кислотообразующая эмульсия в количестве одного объема пор. Модель подсоединялась к прибору Кларка для фиксации начала разложения КОГЭ. Выбор прибора Кларка обосновывался его высокой точностью (+ 0,1 см) и способностью измерять объем выделяющегося СО2 в широком диапазоне – от долей до десятков кубических сантиметров.

В исследованиях в качестве пористой среды использовали насыпную модель пласта из очищенной дезинтегрированной карбонатной породы (фракция 0,04…0,07 мм) ассельской залежи со следующими параметрами: длина – 0,3 м, диаметр – 0,04 м, пористость – 26,3 %, керосинопроницаемость – 1,2·10-12 м2.

Насыщение модели пласта производили нефтью скважины № 760Н той же залежи, которая характеризовалась следующими свойствами и составом: плотность и вязкость – соответственно 843 кг/м и 6,13 мПа·с при 20 °С, содержание парафина – 0,79 % масс., смол – 10,42 % масс., асфальтенов – 1,24 % масс. Эксперименты велись при давлении 0,1 МПа и пластовой температуре 35 °С.

При оценке «времени жизни» КОГЭ в свободном объеме к мерной бюретке прибора Кларка подключали реакционную колбу, куда заливали предварительно приготовленную эмульсию и помещали молотый порошок из естественных карбонатных пород ассельской залежи (карбонатность – 98,2 %) в количестве, обеспечивающем полную нейтрализацию образуемой соляной кислоты.

Исследования показали, что кислотообразующие гидрофобные эмульсии являются весьма устойчивыми системами. Начало разложения эмульсии в свободном объеме (начальный участок кривой 1 рисунка 1) происходит через 6 часов, в то время как в структуре пор породы появление следов газа, а значит реагирование, наблюдается сразу же после внедрения КОГЭ в модель пласта (начальный участок кривой 2 рисунка 1). Подобное явление, вероятно, объясняется не столько «старением» и разложением эмульсии, сколько её механическим разрушением при входе в пористую среду. При закачке КОГЭ в ПЗС в результате деформации глобул водных фаз А и В могут происходить их дробление, разрушение и слияние с образованием соляной кислоты, которая и вступает в реакцию сразу на начальном этапе.

Рисунок 1 – Динамика дифференциального выделения углекислого газа после разложения кислотообразующей гидрофобной эмульсии

Интенсивное разрушение эмульсии в свободном объеме начинается после 6…8 часов и характеризуется значительным выделением углекислого газа в течение 1 суток, которое, достигнув максимума к концу 2 суток, идет на убыль. При этом основное количество образуемой кислоты взаимодействует в условиях свободного объема в промежутке времени от 6 до 24 часов.

В структуре пористой среды разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18 часов и завершается через 2,5 суток, хотя выделение СО2

происходит до 4 суток, что свидетельствует о продолжении разрушения КОГЭ. Характер разрушения эмульсии менее «взрывной», чем в свободном объеме, о чем свидетельствует кривая 2 на рисунке 1. Такое запаздывание в разрушении КОГЭ в структуре пор объясняется, с одной стороны, возможно, дополнительным упрочнением сольватных оболочек вокруг глобул водных фаз А и В эмульсии за счет содержащихся в нефти активных компонентов и затруднения их смешивания для образования HCl, о чем свидетельствовали наличие микроглобул в вытесненной жидкости из модели пласта и кислая реакция у продуктов нейтрализации, с другой стороны, замедлением контакта образуемых кислот с подложкой породы коллектора из-за присутствия граничносвязанной нефти. В пользу последних утверждений говорит и тот факт, что количество выделившегося СО2 при реакции HCl с породой в пористой среде меньше, чем в свободном объеме.

Полученные результаты позволяют заключить следующее.

  1. Разложение кислотообразующей эмульсии в свободном объеме будет происходить по истечении 6…8 часов. Такой запас времени позволит осуществить закачку КОГЭ на ограниченной скорости во избежание возникновения высоких гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах и давлений в стволе скважины.
  2. Время выдержки КОГЭ в пласте для обеспечения наиболее полного взаимодействия HCl с породой составляет примерно 4 суток. За это время произойдет растворение породы образовавшейся кислотой, взаимопроникновение ЖУ «пентаны + высшие» и нефти друг в друга (гидродинамическое, диффузное), что позволит растворить в себе газовую фазу и отложившиеся в поре асфальтосмолистые и парафиновые вещества.

Исследование характера взаимодействия КОГЭ с породой коллектора проводили по следующей методике: в нефтенасыщенную составную модель пласта закачивали КОГЭ в количестве 1,2 от объема пор для более полного замещения нефти реагентом. Далее в одном случае реагент в модели выдерживали в течение 4 часов (как при технологии закачки 15 %-ного раствора HCl), в другом – в течение 4 суток (времени разложения эмульсии, образования и взаимодействия HCl с породой). Затем кернодержатель разбирали. Отмытые от нефти и углеводородов образцы породы промывали в дистиллированной воде, высушивали при 70 °С, доводили до комнатной температуры и оценивали керосинопроницаемость каждого образца составной модели до и после воздействия реагентом.

Подобные же опыты для сопоставления были выполнены и с закачкой 15- и 5 %-ных растворов HCl. Использование 5 %-ного раствора HCl объяснялось тем, что его растворяющая способность была примерно адекватна растворяющей способности вырабатываемой более концентрированной, но в меньшем количестве, соляной кислоты в составе КОГЭ. Время выдерживания в модели соляно-кислотных растворов составляло 4 часа.

Эксперименты велись при пластовой температуре 35 °С и давлении 10 МПа (при параметрах, выше критических для СО2). Исследуемыми пористыми средами и жидкостями являлись образцы пород, искусственно полученные из помола узкой фракции естественных карбонатных пород ассельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Исследования показали, что при закачке в пласт растворов соляной кислоты последние начинают активно вступать в химическое взаимодействие с породой и резко повышают проницаемость, особенно во входной части пласта, о чем наглядно свидетельствуют кривые изменения относительных коэффициентов проницаемости моделей (рисунок 2).

Рисунок 2 – Изменение относительных проницаемостей по длине модели пористой среды при воздействии на неё различными реагентами

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






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