Диссертация (1172975), страница 13
Текст из файла (страница 13)
Вытесненная нефть приобрела резкий «нефтехимический»запах, появился и запах сероводорода, что свидетельствует о термическойдеструкции серосодержащих компонентов нефти. Из модели пласта было вымытозначительное количество глинистых частиц.Результаты опыта по вытеснению нефти паром показывают, что привысоких температурах происходит термическая деградация нефти с образованиемнефтяного пека, отлагающегося на поверхности породы и выполняющего рольцемента. Образование твердых остатков объясняет уменьшение коэффициентвытеснения нефти.4.3 Моделирование паротеплового воздействия на примере Русскогоместорождения месторожденияРанее проведенные исследования показали, что глины породы пластов ПК1Тазовскогоместорожденияспособнынабухатьидиспергироватьсяв84дистиллированной воде при пластовой и повышенных температурах (модельконденсата водяного пара).
Задачей данного этапа работы было подтверждениеранее полученных данных о неэффективности закачки пара для добычи вязкойнефти из пластов ПК на примере еще одного месторождения с менеезаглинизированнойпородой(пластПК1-7Русскогоместорождения).Характеристики моделей пласта и результаты экспериментов представлены втаблицах 4.2-4.3 и на рисунках 4.9-4.13.Первоначально провели эксперимент с водонасыщенной моделью пласта(опыт № 22) в условиях, когда возможно наблюдать за флюидами на выходе измодели пласта (таблица 4.3, рисунок 4.9), т.е.
без противодавления.Закачка дистиллированной воды в модель пласта (опыт 22) сопровождаласьбыстрым ростом перепада давления, что потребовало снижения скорости закачки.Для оценки влияния дистиллированной воды на фильтрационные параметрыпористой среды (при разных скоростях фильтрации) использовали факторфильтрационного сопротивления (R), который показывает, во сколько разуменьшилась проницаемость пористой среды для воды в результате воздействия.Обычно данный параметр применяется при оценке влияния на проницаемостьполимеров и осадко-гелеобразующих составов [90].Практически сразу с начала закачки дистиллированной воды в модельпласта № 22 начало расти фильтрационное сопротивление. После прокачки 0,95–0,98 п.о.
воды (т.е. после вытеснения минерализованной воды которой насытилимодель пласта) на выходе из модели пласта появилась глина, суспендированная вводе. После прокачки 1,05 п.о. дистиллированной воды эксперимент былостановлен на 13 часов для набухания глины. В момент остановки факторсопротивления составил 161, а проницаемость модели пласта по воде снизилась с1,05 до 0,0065 мкм2. После продолжения фильтрации дистиллированной воды онапроисходила при еще больших фильтрационных сопротивлениях, т.е.
набуханиеглины привело к дополнительному снижению проницаемости. При повторнойфильтрации дистиллированной воды фактор сопротивления стабилизировался призначении около 350 и даже незначительно стал снижаться (рисунок 4.9), что85объясняется завершением выноса глинистых частиц (осветлилась жидкость навыходе из модели пласта).На заключительном этапе эксперимента была предпринята попыткавосстановить проницаемость модели пласта путем закачивания минерализованнойводы.
Первоначально наблюдалось временное снижение перепада давления(рисунок 4.9) и фактора сопротивления (с 305 до 211. Дальнейшая фильтрациястабилизировалась и шла при постоянном перепаде давления (около 0,21 МПа) ифакторе сопротивления 265. В результате закачки 1,52 п.о. минерализованнойводы проницаемость модели пласта не восстановилась, т.е. под действиемдистиллированной воды происходит необратимое снижение проницаемостипороды, т.е.
порода в модели пласта превратилась в глинисто-песчануюсуспензию и. потеряла коллекторские свойства.В эксперименте № 29 (таблица 4.2, рисунок 4.10) тестировали влияниенефти на процессы набухания глинистых компонентов породы. Экспериментпроводили без противодавления, что позволяло наблюдать за видом флюидов навыходе из модели пласта. В начале опыта № 29 градиент давления (перепаддавления) при закачке дистиллированной воды рос, а после прорыва воды (около0,10 п.о.) незначительно снижается. После прокачки приблизительно 0,4 п.о. водыградиент давления опять начал расти, что указывает на набухание глины. Ростградиента давления сопровождался быстрым вытеснением нефти. В присутствиинефти происходит и диспергирование глинистых частиц: после прокачки около0,8–0,9 п.о.
воды на выходе из модели пласта наблюдали глинистую суспензию.После прокачки 3–4 п.о. количество глины на выходе из модели пласта заметноуменьшилось, а к концу опыта вынос глины из пористой среды прекратился.Одновременно с прекращением выноса глины и выделения нефти происходило изамедление роста градиента давления. Конечный коэффициент вытеснения нефтисоставил 72,8 %, проницаемость модели пласта по воде 0,0053 мкм2, т.е.
пористаясреда в результате взаимодействия породы с деминерализованной водойпревратилась из высокопроницаемой в низкопроницаемую.86В опыте № 29 в нефтенасыщенную модель пласта закачали значительнобольше дистиллированной воды, чем в опыте № 22 (таблица 4.2). При этомпроницаемость по дистиллированной воде в конце опыта № 29 оказалась выше(0,0053 мкм2), чем проницаемость для воды водонасыщенной модели пласта № 22(0,0028-0,0034 мкм2), несмотря на близость исходной проницаемости моделейпласта по газу. Нефть замедляет скорость и уменьшает степень набуханияглинистых компонентов породы пласта ПК.В последующих экспериментах моделировали вытеснение нефти водянымконденсатом(дистиллированнойводой)приступенчатомувеличениитемпературы и вытеснение нефти паром при температурах до 305 оС. Обаэксперимента проводили при пластовом давлении (8 МПа).Первоначально изучили влияние температуры (опыт № 25) на вытеснениенефти деминерализованной водой при температуре 20–22 оС, т.е.
температуреблизкой к пластовой. Прорыв воды произошел очень быстро при степенивытеснения нефти в 8–10 %, что типично для месторождений вязкой нефти [11]. Вопыте наблюдали очень быстрый начальный рост перепада давления с нуля домаксимального значения (0,17 МПа) за время прокачки паразитных объемовмодели пласта, что связано с движением вязкой нефти в пористой среде. Затемпроизошло падение перепада давления до 0,067 МПа (после прокачки 0,20 п.о.воды), что связано с вытеснением части нефти, что увеличивает фазовуюпроницаемостьдляводыДальнейшаязакачкадистиллированнойводысопровождалась ростом перепада давления (градиента давления), который достиг0,119 МПа после прокачки 3,03 п.о.
воды, а коэффициент вытеснения нефтисоставил 69,7 %. Ступенчатый рост температуры с 20 до 140 оС не сопровождалсязаметным повышением степени извлечения нефти, первоначально приводил кзаметному снижению перепада давления при фильтрации воды, что указывает науменьшение степени набухания. Затем (при 140 оС) наблюдался небольшой ростфильтрационного сопротивления при фильтрации воды, что указывает на процессдиспергирования глины в модели пласта.Таким образом, результаты опыта показывают, что:87 Порода пласта ПК, даже с минимальным содержанием глиныспособна сильно набухать при контакте с деминерализованной водой, Повышение температуры и наличие в пористой среде нефти замедляети уменьшает набухание глины, Рост температуры опыта практически не приводит к увеличениюстепени вытеснения нефти.Динамики фильтрации опытов №№ 25 и 29 показывают, что в пористойсреде происходит: во-первых, вытеснение нефти водой из крупных пор потокомводы, во-вторых, вытеснение нефти из мелких пор в результате капиллярнойпропитки и изменения смачиваемости породы, в-третьих, вытеснение нефти врезультате набухания глинистых компонентов породы.
Именно одновременноедействие всех трех механизмов обеспечило в лабораторных условиях высокийкоэффициент вытеснения нефти дистиллированной водой.88Таблица 4.1 - Результаты фильтрационных опытов на моделях пласта Тазовского месторожденияНомеропытаФлюидОбъемзакачки,п.о.Температура,оС1Дистиллированная водаДистиллированная водаМинерализованная водаДистиллированная водаДистиллированная водаДистиллированная водаПрогрев моделипластаДистиллированная вода0,97209,829,821,59900,5370,537762,4724-0,03742,41902,902,89180-0,72320-325020-3000,983203548Градиент давления,МПа/ммаксима- в концельныйопытаСкоростьфильтрации,м/сут.Проницаемостьпо воде,мкм21,980,001115,40,890,0030-02,700,4032,90-00,68-0,700,39*10-30,124~98~10,730,01021000--21,256,3--925,7Колебанияперепада давления0,1840,00937КоэффиНефтециентнасыщенвытесность, %нениянефти, %Не измеряли-896109dР, МПаdР/dl, МПа/м874653423Градиент давления, МПа/мПерепад давления, МПа52110000,20,40,60,8Объем закачки воды, п.о.1Рисунок 4.1 - Динамика фильтрации дистиллированной воды в опыте №1Рисунок 4.2 - Динамика фильтрации в опыте №3 при 90 оС90Рисунок 4.3 - Динамика фильтрации в опыте №5 при 90 оСРисунок 4.4 - Вид объединенного флюида на выходе из модели пласта в опыте№50,21000,18900,16800,14700,12600,1500,08400,06300,04200,02100Коэффициент вытеснения нефти, %Градиент давления, Мпа/м91000,511,522,53Объем закачки, п.о.РРисунок 4.5 - Динамика фильтрации этапа 1 опыта №4 (180 оС)0,009Перепад давления, МПа0,0080,0070,0060,0050,0040,0030,0020,001000,20,40,60,8Объем закачивания, п.о.Рисунок 4.6 - Динамика изменения давления на втором этапе опыта №4 (180- 325оС).Красный пунктир показывает область быстрого колебания перепада давления92Рисунок 4.7 - Зависимость степени вытеснения нефти от времени прогрева (опыт8, этап 1)Рисунок 4.8 - Динамика фильтрации в опыте 8 (этап 2)93Таблица 4.2 - Результаты фильтрационных экспериментов по паротепловому воздействиюНомерФлюидОбъем ТемпеГрадиентФакторКоэффиНефтенаопытазакачки ратура, давления, МПа/мсопроциентсыщеноводы,Сность, %максим в конце тивления вытеснеп.о.ния нефти,альныйопыта%22Минерали2,1017–183,500,18610зованнаяводаДистилли1,0518–20~0,871,111610рованная0,5917–190,8640,8583780вода0,5917–190,68430501,5217–190,603265029Дистилли6,0923–260,81772,823,4рованнаявода25Дистилли3,0320–220,38569,726,1рованная0,22210,34670,225,7вода2,15600,5450,29474,621,92,291000,2620,21274,921,72,521400,20175,321,323Прогрев0,3820–2950038,3моделипластаПар0,0282950,0640,034841,60,483000,00775,61,823050,01910,01285,4-Скорость Пронифильтрац цаемостьии, м/сут по воде,мкм23,501,050,6-0,90,440,440,431,17~0,0065~0,0028~0,0034~0,00400,00530,890,890,890,890,89-0,01240,00760,00640,0047---94Таблица 4.3 - Условия проведения и результаты фильтрационных экспериментов по вытеснению нефти минерализованнойводойОбъектНомер Объем Безвод- Темпеопыта закачки,ныйратура,оп.о.период,Сп.о.Градиент давления,МПа/мМаксимальныйТазовское480,100,12100,60месторожде3,0510ние493,010,11300,381,69601,7880473,370,42800,051Русское73,090,3120месторожде0,07*20ние1,72602,0010083,60,26200,11*202,08602,2310090,4860,30202,20*202,47602,49100Примечание: * - фильтрация после технологической остановкиКонечный0,1950,1440,05620,04840,04280,02350,03040,02960,01190,00520,0330,0270,0120,00660,0970,0500,0130,007КоэффиНефтена- Скоростьциентсыщенфильтравытеснения ность, % ции, м/сутнефти, %14,046,054,260,763,165,056,656,659,462,351,351,553,955,345,348,351,652,838,530,426,124,525,337,837,835,332,829,028,927,526,635,033,131,030,20,470,810,850,840,840,810,870,830,840,840,860,870,860,860,860,880,880,87Проницаемостьпо воде,мкм20,0380,0600,0400,0410,0280,1600,1590,1880,2600,1450,1910,2060,0490,0970,1700,19695450400RФактор сопротивления350300250200Дистиллированная вода150100Раствор хлорида натрия50000,511,522,533,54Объем закачки воды, п.о.Рисунок 4.9 - Динамика фильтрации опыте № 22(вертикальные линии обозначают остановку фильтрации на 13–13,5 часов)1900,9800,8700,7600,6500,5400,4Внефть, %300,3Обводненность, об.%200,2Градиент давления, МПа/м100,100012345Объем закачки дистиллированной воды, п.о.Рисунок 4.10 - Динамика фильтрации в опыте № 2967Градиент давления, МПа/мКоэффициент вытеснения нефти, %Обводненность продукции, об.%100961500,614010,51201101000,4908020,37060500,234030Градиент давления, МПа/мКоэффициент вытеснения нефти, %Температура, С1300,120100001234567891011Объем закачки дистиллированной воды, п.о.Рисунок 4.11 - Динамика фильтрации в опыте № 25(вертикальная черта показывает краткую технологическую остановку)Фильтрационный эксперимент № 23 включал два основных этапа —прогрев (без фильтрации) модели пласта с 20 до 295 оС и вытеснение нефти паромпри температуре 300–305 оС (таблица 4.2).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
