Диссертация (1172975), страница 14
Текст из файла (страница 14)
Нагрев модели пласта сопровождалсявытеснением нефти за счет теплового расширения. До температуры 240–250 оСскорость вытеснения жидкости росла и достигла значения около 8 мл/час. Приболее высокой температуре произошло резкое увеличение скорости вытесненияжидкости из модели пласта, что указывает на закипание воды и нефти в моделипласта. Закипание несмешивающихся жидкостей происходит при более низкойтемпературе, чем можно ожидать исходя из зависимости давления насыщенныхпаров воды от температуры. После того как температура модели пластастабилизировалась при 295 оС, кипение жидкости быстро прекратилось, т.к.основная масса паров легкокипящих компонентов конденсировалась в выкиднойлинии.
Всего за счет теплового расширения и кипения из модели пласта быловытеснено 38,3 % нефти.97В результате кипения в модели пласта произошло разделение нефти нанизкокипящие (легкие) компоненты и тяжелый остаток (пек). В экспериментеиспользовали изовискозную модель нефти, содержащую в качестве легкихкомпонентов керосин. В пластовой нефти содержится углеводородный газ (восновном метан), поэтому разгазирование нефти в результате прогревапроизойдет при температурах значительно более низких, чем в рассматриваемомслучае.После стабилизации температуры и небольшого снижения горного давленияв системе из-за конденсации паров в выкидной линии была включена подачадистиллированной воды со скоростью 12 мл/час, а температура была увеличена до300 оС.Прокачка небольшого количества пара через модель пласта уже к концупервого часа фильтрации сопровождалась выносом глинистых частиц из пористойсреды, на что указывало снижение уровня сигналов ультразвукового сепаратораизмерителя и ухудшение работы клапана-регулятора давления.
Столь быстрыйпрорыв глины связан с резким увеличением скорости движения флюидов призакипании жидкости в модели пласта и в момент пуска подачи воды (рисунки 4.12и 4.13). Из-за загрязнения глиной клапан-регулятор давления стал стравливатьдавление в системе. Для поддержания давления в системе была увеличенаскорость подачи воды в 2 раза, а для компенсации охлаждения модели потокомводы увеличена температура с 300 оС до 305 оС.Применение вышеописанного приема позволило стабилизировать работуустановки и давления в системе. Хотя скачки противодавления в 0,01–0,1 МПапериодически происходили (из-за влияния глинистых частиц на работу клапанарегулятора), но стали заметно реже.
Эксперимент вели до тех пор, пока удавалосьизмерять объем нефти в ультразвуковом сепараторе-мернике. К моментупрактически полного затухания сигналов нефть из модели пласта пересталавытесняться. Доля вытесненной из модели пласта нефти к концу экспериментасоставила 85,4 %.98Движение высокотемпературного пара через пористую среду модели пластапроисходит при перепадах давления значительно более низких, чем воды. Этосвязано, как с подавлением процессов набухания глинистых минералов, так и смалой вязкостью флюида.После завершения опыта модель пласта была охлаждена и разобрана.
Навходе и выходе в модель пласта (по 20–25 % от длины модели) находиласькашеобразная масса глинисто-песчаной суспензии, обычно наблюдаемой послевзаимодействия дистиллированной воды с породой пласта ПК. В середине моделипласта керн был обжат и сцементирован нефтяными остатками. Жидкость навыходе из модели пласта содержала окрашенные нефтяным пеком глинистыечастицы. Вода и нефть из сепаратора-измерителя имела «нефтехимический»запах, указывающий на течение процессов термической деградации нефти привысокой температуре.60950Внефть, %Скорость, мл/часДавление, МПа4073062051004020406080100120140160180Время, мин.Рисунок 4.12 - Динамика вытеснения нефти при прогреве в опыте № 23200Давление, МПаСтепень вытеснения нефти, %Скорость выделения жидкости, мл/час899900,0680Степень вытеснения нефти, %Температура*0.1, СQ, мл/часВнефть, %Q, мл/часТ*0,1 СГрадиент давления, МПа/мЛинейный (Т*0,1 С)600,04500,0340300,02Градиент давления, МПа/м0,0570200,01100000,20,40,60,811,21,41,61,82Объем закачки воды, п.о.Рисунок 4.13 - Динамика вытеснения нефти паром в опыте № 234.4 Исследование паротеплового воздействия на примере пластов ПКЗападно- и Восточно-Мессояхских месторожденийДанные объекты относятся к пластам ПК, содержащих относительно менеевязкую нефть (по сравнению и Русским и Ваньеганским месторождениями).Вязкость и плотность нефти при пластовой температуре 16 оС была равнасоответственно, 105 мПа*с и 913,5 кг/м3.
При вытеснении нефти паром иперегретой минерализованной водой из пластов ПК Западно- и ВосточноМессояхских месторождений также наблюдали явления, ранее обнаруженные идля других объектов ПК: вскипание нефти в модели пласта, вынос под действиемдеминерализованной воды глинистых компонентов породы из моделей пласта ит.п. (таблицы 4.4-4.5).Данные таблицы 4.1 показывают, что рост проницаемости уменьшает долюнефти, вытесненной при вскипании нефти, и увеличивает долю нефти,вытесненнуюпаромвысокогодавления.Примерзападно-мессояхскогоместорождения показывает, что вытеснение нефти при постепенном нагреве100модели пласта (совместное действие пара и перегретой воды) более эффективно,чем вытеснение нефти паром из предварительно прогретой модели из-затермической деградации нефти даже при кратковременном контакте с глинистойпородой.Таблица 4.4 - Характеристика моделей пласта Восточно- Мессояхских (ВМ) иЗападно-Мессояхских (ЗМ) месторождений (длина- 34,5 см, диаметр- 3,0 см)НомеропытаМесторождениеСостав керна35/12ВМ100% изскв.42Смесь 60%из скв.2в и40% изскв.42Фракция>0,071 мм(75%) +0,071-0,112мм(25%) изскв.42100% изскв.378/1313/135/1312/13ЗМПроницаемость, мкм2по газупоповоде нефти*Началь- Объемнаяпор,нефтемлнасыщенность, %61,1110,80,6350,1660,6590,8670,3200,52868,2105,80,4640,0850,73062,2117,10,2820,4180,2980,2570,6501,5163,556,5109,9114Таблица 4.5 - Результаты вытеснения нефти паром из моделей пласта ВосточноМессояхских (ВМ) и Западно-Мессояхских (ЗМ) месторожденийНомер опыта13/13-ВМ35/12-ВМ8/13 (ВМ)5/13 (ЗМ)12/13 (ЗМ)Проницаемость погазу, мкм20,4640,6350,8670,2820,418Начальнаянефтенасыщенность, %62,261,168,263,556,5Степень вытеснения нефти, %ПриПаром Суммарнаяпрогреве64,833,29828,466,69528,465,69463,530,373вытеснение100водой и паром1014.5 Влияние температуры на вытеснение вязкой нефти из моделей пластовПК минерализованной водойВторым по значимости (после воздействия паром) термическим методомявляется вытеснение вязкой нефти нагретой минерализованной водой.
Крометого, на промыслах, для заводнения часто использую воду из поверхностныхисточников (или сточную воду), которая может быть более холодной, чем пласт(особенно в северных условиях). Было проведено исследование влияниетемпературы минерализованной воды на вытеснение нефти пластов ПК - былоисследовановытеснениенефтиохлажденной(доо10С)игорячейминерализованных вод на вытеснение нефти Исследование проводили на примереТазовского и Русского месторождений, имеющих нефти с минимальной имаксимальнойвязкостью.ВслучаеТазовскогоместорожденияожидалиминимального влияния температуры на вытеснение нефти, в случае Русскогоместорождения максимального влияния.Влияние температуры на эффективность вытеснения нефти вязкостью 60мПа*с (Тазовское месторождение) и 217 мПа*с водой (Русское месторождение)..Изучили вытеснение нефти минерализованной водой при изотермическом режимепри ступенчатом вытеснении водой при температурах 10 оС, пластовой (30 оС и 20оС) и до 140 оС (таблицы 3.7 и 4.6, рисунки 4.14-4,19).
В случае Русскогоместорожденияоцениливлияниенефтенасыщенностинакоэффициентвытеснения при ступенчатом росте температуры эксперимента (таблицы 3.7 и 4.6)Проведенные эксперименты показали:1. При пластовой и особенно при пониженной температуре вытеснениенефтиводойначинаетсяпризначительныхградиентахдавления.Нерекомендуется использовать холодную воду для закачивания в пласт, охлаждениеПЗП будет способствовать снижению приемистости и степени вытеснения нефти,а также приведет к прорыву закачиваемой воды в водоносный горизонт и вгазовую шапку.1022. Рост температуры способствует увеличению коэффициента вытеснениянефти водой и росту безводного периода. Наилучшие результаты получены привытеснении нефти водой при 80 оС в изотермическом режиме.3. Постепенный (ступенчатый) рост температуры повышает коэффициентвытеснения нефти в небольшой степени (по сравнению с вытеснением припластовойтемпературе).ТакдляТазовскогоместорожденияконечныйкоэффициент вытеснения нефти практически не зависел от температурыэксперимента.
При вытеснении нефти горячей водой из моделей пластаТазовского месторождения основными факторами вытеснения нефти являютсягидрофилизация породы и набухание глины. В случае Русского месторожденияступенчатый рост температуры также не приводил к существенному ростустепени вытеснения нефти.4.
Вытеснение нефти не привело к образованию высокопроницаемых дляводы пористых сред. Увеличение температуры вытеснения водой не приводит кзаметному снижению градиента давления при фильтрации (рисунок 4.16),несмотря на снижение вязкости воды.5. Максимальный рост коэффициента вытеснения нефти с ростомтемпературы достигается в случае моделей пласта с наибольшей начальнойнефтенасыщенностью.Остаточнаянефтенасыщенностьмоделейпластаувеличивается по мере роста начальной нефтенасыщенности (рисунок 4.17), чтоуказывает на рост гидрофобности породы по мере роста нефтенасыщенностиЗаключение по подразделу1. Экспериментальные исследования показали, что тепловые методыдобычи вязкой нефти пластов ПК малоперспективны.2.
Взаимодействие породы пласта ПК1 с деминерализованной водой(водяным конденсатом) превращает его в глинисто-песчаную суспензию, т.е.происходит потеря породой пласта коллекторских свойств. При пластовыхтемпературах (до 90 оС) происходит в основном набухание глинистых частиц, апри высоких температурах (90-320 оС) - диспергирование глинистых частиц.103Нефть в пористой среде замедляет и уменьшает процессы набухания идиспергирования глины3. Высокотемпературные флюиды (пар высокого давления и перегретаядеминерализованная вода) способны эффективно (до 100 %) вытеснять вязкуюнефть пластов ПК при постепенном подъеме температуры.4.Коэффициент вытеснения нефти из модели пласта дистиллированнойводой при пластовой температуре составил 70,1–72,8 %. Высокий коэффициентвытеснения нефти объясняется сочетанием эффектов от вытеснения нефтипотоком воды, капиллярного впитывания воды и изменения смачиваемости,набухания глинистых минералов.5.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
