WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Визуальный осмотр торцевой части образцов породы показал, что при закачке только активных соляно-кислотных растворов (особенно 15 %-ной концентрации) во входной части образуются каналы разъедания. Этого не наблюдается при закачке КОГЭ, что позволяет утверждать о более равномерном проникновении последней в пласт. При этом при непродолжительном контакте КОГЭ с породой (в течение 4 часов) не наблюдается существенного изменения проницаемости (рисунок 2, кривая 3), в то время как выдержка эмульсии в течение 4 суток (времени разложения КОГЭ и взаимодействия с породой) позволила увеличить относительную проницаемость модели на 30 % (рисунок 2, кривая 4).

Водные растворы соляной кислоты при закачке их в пласт поршнеобразно оттесняют нефть в глубь пласта, полностью заполняя поровое пространство и вступая по всему заполненному объему в химическое взаимодействие с породой. Отсюда увеличение диаметра порового канала по всей его длине и в целом рост проницаемости.

Несколько иной процесс воздействия на пластовую систему кислотообразующей гидрофобной эмульсией. При закачке КОГЭ водные компоненты А и В после разложения гидрофобной эмульсии образуют раствор соляной кислоты, который в составе горной породы может располагаться:

  • в нижнем сечении порового канала в виде неразрывного сплошного слоя;
  • в виде защемленных капель, четок, разделенных углеводородными жидкостями «пентаны + высшие» из-за проявления капиллярных сил в тонких порах.

Образуемая кислота, взаимодействуя с породой, будет расширять существующие поровые каналы, образовывать дополнительные микрокаверны, увеличивать диаметры проходных каналов.

Исследования показали, что рассматриваемый способ доставки кислоты в пласт будет способствовать увеличению глубины воздействия на пласт реагентом из-за медленного распада эмульсии, т.к. традиционно используемые растворы соляной кислоты и их модификации значительно теряют свою активность уже при входе в пласт. При этом последние, образуя каналы разъедания, снижают охват пласта воздействием. Исходя из изложенного и учитывая результаты предыдущих исследований (способность растворять АСПО, снижать давление насыщения нефти газом), можно ожидать большего эффекта от использования КОГЭ за счет дополнительного фактора – фактора увеличения проницаемости пород при взаимодействии образуемой HCl с породой коллектора.

Для оценки изменения фазовой проницаемости породы по нефти при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны + высшие» был выполнен комплекс лабораторных исследований при следующих условиях:

  • эксперимент № 1: моделирование 2-фазной фильтрации пластовой нефти (нефть + газ) в призабойной зоне скважин при Рпл < Рнас;
  • эксперимент № 2: осуществление однофазной фильтрации пластовой нефти в призабойной зоне пласта при Рпл >Рнас;
  • эксперименты № 3 и № 4: моделирование фильтрации пластовой нефти, искусственно обогащенной жидкими углеводородами «пентаны + высшие», при различных вариантах изменения депрессии в ПЗС.

Исследования показали, что содержание свободной газовой фазы в пористой среде при фильтрации жидкости приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти. В наших экспериментах это уменьшение составило с 0,396 до 0,220 мкм, т.е. в 1,8 раза.

Искусственное обогащение исходной нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие» на 7 % масс. снизило давление насыщения нефти газом с 17,85 до 7,10 МПа. Это обеспечило её монофазную фильтрацию и, соответственно, более высокую фазовую проницаемость по нефти.

Снижение давления насыщения нефти газом при искусственном обогащении ее ЖУ «пентаны + высшие» позволяет дополнительно уменьшить давление на забое скважины, не опасаясь выделения свободной газовой фазы в структуре пор пласта.

Учитывая способность КОГЭ менять свою вязкость в широком диапазоне в зависимости от состава ингредиентов, нами исследовалась возможность использования ее в технологии двухрастворной обработки ПЗС.

Исследования велись на установках с двухслойной моделью пласта. Модель представляла собой два параллельных пропластка (гидродинамически не связанных) различной проницаемости. Исходные соотношения проницаемостей в пропластках модели пласта составляли 2,64; 5,49; 8,01; что примерно соответствовало реальным условиям в рассматриваемых продуктивных пластах.

Обработку призабойной зоны скважины моделировали с использованием двух технологий воздействия.

  1. Вначале на неоднородную модель воздействовали 15 %-ным раствором соляной кислоты, имитируя однорастворную обработку ПЗС. Снимали показания приборов и определяли фильтрационные параметры модели пласта и пропластков.
  2. Затем обработку неоднородной модели производили по двухрастворной технологии, воздействуя на модель последовательно высоковязкой, кислотообразующей гидрофобной эмульсией (µ = 50 мПа·с) и маловязким
    15 %-ным раствором соляной кислоты. После удаления растворов из модели ПЗС вновь снимали показания.

Исследования показали, что обработка послойно-неоднородной по проницаемости модели пласта по однорастворной схеме только соляной кислотой хотя и приводит к росту проницаемости пропластка с низкими фильтрационными свойствами, тем не менее, этот рост незначителен и зависит от исходного соотношения проницаемостей в пропластках. Так, при исходном соотношении проницаемостей 2,64; 5,49; 8,01 увеличение проницаемостей в низкопроницаемых пропластках составило 13,7; 6,8 и 5,2 %. Здесь отмечается следующая закономерность: чем выше исходная неоднородность пропластков, тем большую неоднородность по проницаемости мы получаем при использовании раствора HCl, что, естественно, не создает условий для эффективной выработки малопроницаемых пропластков пласта.

Использование КОГЭ в технологии двухрастворного воздействия на ПЗС способствует увеличению охвата пласта воздействием, подключая в процесс низкопроницаемые участки ПЗС. Эффективность воздействия отмечается для пропластков, проницаемость которых варьируется в пределах 0,03…0,50 мкм при соотношении проницаемости в них 1:7.

В четвертой главе приводятся результаты внедрения технологий воздействия на ПЗС на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие». Объектами обработки являлись пласты ассельской и среднекаменноугольной залежей Оренбургской области. Залежи представлены карбонатными коллекторами (плотными, пористыми, микротрещинноватыми), характеризующимися низкими значениями пористости и проницаемости: для ассельской залежи 13,0 % и 0,0283 мкм; среднекаменноугольной – 13,3 % и 0,0613 мкм.

Насыщающие пласт нефти сернистые (1,2…1,6 % масс.), парафинистые (2,8…20,0 % масс.), смолистые (5,4…14,0 % масс.) с пластовой плотностью 728…836 кг/м, вязкостью 0,82…1,64 мПа·с, начальной газонасыщенностью 127,4…172,9 м/т и начальным газовым фактором 150…172 м/т.

Режимы работы пластов рассматриваемых залежей газонапорные без поддержания пластового давления.

Залежи характеризуются высокими значениями давления насыщения, близкими к значениям начальных пластовых давлений, что довольно быстро привело в процессе разработки к их выравниванию, а в последующем – и к снижению пластовых давлений ниже давления насыщения: на ассельской залежи к моменту обработки скважин – на 10,6 %, среднекаменноугольной – на 13,7 %.

Малодебитные скважины (дебиты от 1 до 5 т/сут) составляют 60 % от действующего фонда скважин и обеспечивают лишь чуть более 20 % годовой добычи нефти.

Эксплуатация нефтяных скважин осложнена наличием свободного газа, поступаемого в скважину вместе с нефтью, парафиносмолистых отложений в ПЗС, насосно-компрессорных трубах и промысловом оборудовании.

Работы по повышению производительности нефтяных скважин на основе ЖУ «пентаны + высшие» осуществлялись по двум технологиям:

  • обработка призабойной зоны скважин только жидкими углеводородами «пентаны + высшие»;
  • обработка призабойной зоны скважин жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

В качестве жидких углеводородов «пентаны + высшие» использовали масло абсорбции.

По первой технологии обработке были подвергнуты 7 добывающих скважин. Анализ показал, что все обработанные скважины дали положительный результат. Дебиты скважин по нефти выросли в диапазоне с 9 до 100 %, и в среднем на одну скважино-операцию составили 9,5 т/сут против 7,1 т/сут до обработки.

Исследования скважины № 551Н на неустановившихся режимах фильтрации до и после закачки масла абсорбции в пласт показали изменения гидродинамических параметров работы пласта в призабойной зоне. Отмечается увеличение гидропроводности с 0,412 до 0,452, пьезопроводности призабойной зоны скважины при практически неизменных гидродинамических параметрах удаленной зоны пласта. Коэффициент продуктивности скважины увеличился в 4,2 раза.

Наиболее значимое повышение суточных дебитов отмечается при обработке ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии. По этой технологии были обработаны две скважины: № 760Н (ассельской залежи) и № 14054Н (среднекаменноугольной залежи).

Анализ результатов воздействия показал, что дебиты скважин выросли в 3,5 (скважина № 760Н) и в 2,5 (скважина № 14054Н) раза. Более существенное увеличение дебитов скважин по данной технологии объясняется улучшением фильтрационных свойств породы ПЗС за счет взаимодействия её с соляной кислотой, образуемой в результате разложения КОГЭ.

Лабораторный анализ глубинных проб нефти по свойствам и компонентному составу газа сепарации, дегазированной и пластовой нефтей скважин, обработанных КОГЭ, позволяет отметить следующее:

  • увеличение в составах нефти и попутнодобываемого газа доли неуглеводородных газов, в частности СО2, что свидетельствует о происходящих в ПЗС реакциях взаимодействия образуемой HCl с породой коллектора;
  • рост содержания в пластовой и дегазированной нефтях жидких углеводородов «пентаны + высшие», указывающий на смешение в пласте закачиваемого масла абсорбции с нефтью;
  • повышение молярной массы пластовой и дегазированной нефтей, свидетельствующее о растворении и удалении из ПЗС отложившихся асфальтосмолистых и парафиновых компонентов.

Результаты промысловых исследований, изучение составов пластовых проб нефти до и после промышленных обработок скважин по указанным технологиям подтверждают обоснованность выполненных теоретических и лабораторно-экспериментальных исследований и выводов о многофакторности воздействия на ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии.

На основе комплексных исследований определены оптимальные геолого-физические условия для эффективного использования представленных технологий воздействия и разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

Основные выводы

1. Разрботаны технологии с использованием жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии для стабилизации и увеличения коэффициента продуктивности низкодебитных скважин в карбонатных коллекторах залежей, разрабатываемых на режиме истощения при Рпл < Рнас.

2. На основе статистической обработки экспериментальных данных выявлены аналитические зависимости, позволяющие получать гидрофобную эмульсию с заданными значениями вязкости и объемного содержания образуемой соляной кислоты.

3. Установлены время разложения КОГЭ в пласте и характер её взаимодействия с породой. Показано, что в пористой среде разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18-ого часа после её изготовления и завершается через 4 суток.

4. Исследовано влияние ингредиентов КОГЭ после её разложения на свойства и параметры пластовой нефти. Установлено:

а) обогащение нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие», например с 86,2 до 93,2 % масс., приводит к снижению давления насыщения в зависимости от состава нефти в 2,0…7,5 раз. При этом отмечается уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефти;

б) гидрофобная составляющая КОГЭ, обладая свойствами растворителя, достаточно динамично растворяет АСПО. Так, 76,7 % масс. АСПО ассельской залежи растворяется в течение 5 часов. Полное растворение компонентов происходит за 30 часов.

5. Искусственное увеличение количества жидких углеводородов
«пентаны + высшие» в составе фильтрующейся в модели пласта двухфазной системы «нефть + газ» приводит к монофазной фильтрации нефти. При этом расход пластовой нефти увеличивается в 2 раза, фазовая проницаемость по нефти – на 73 %.

6. На базе теоретических, лабораторно-экспериментальных и промысловых исследований:

  • определены оптимальные геолого-физические условия для применения рекомендованных технологий;
  • разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

7. Внедрение технологий на девяти добывающих скважинах Оренбургской области повысило в среднем на 50 % дебиты скважин по нефти, позволило получить 8166,54 т дополнительно добытой нефти, увеличить чистую прибыль предприятия на 10046,5 тыс. руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






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