Диссертация (1172975), страница 15
Текст из файла (страница 15)
Закипание нефти ПК (испарение легких компонентов) при нагреве нефтипроисходит к ее деградации и выпадению в пористой среде тяжелых компонентовнефти, что уменьшает степень вытеснения нефти6. Вытеснение нефти перегретой водой и паром при постепенном нагревеболее эффективно, чем вытеснение нефти паром после прогрева модели пласта изза термической деградации нефти даже при кратковременном контакте сглинистой породой.104Таблица 4.6 - Условия проведения и результаты фильтрационных экспериментов по вытеснению нефти минерализованнойводойОбъектТазовскоеместорождениеРусскоеместорождениеНомеропыта484947789Объемзакачки, п.о.0,103,053,011,691,783,373,090,07*1,722,003,60,11*2,082,230,4862,20*2,472,49Безводныйпериод,п.о.0,120,110,420,310,260,30Температура,оС101030608080202060100202060100202060100Градиент давления,МПа/мМаксимальный0,600,380,051-Примечание: * - фильтрация после технологической остановкиКонечный0,1950,1440,05620,04840,04280,02350,03040,02960,01190,00520,0330,0270,0120,00660,0970,0500,0130,007Коэффициентвытеснениянефти, %14,046,054,260,763,165,056,656,659,462,351,351,553,955,345,348,351,652,8Остаточная нефтенасыщенность, %Скоростьфильтрации, м/сутПроницаемость поводе,мкм238,530,426,124,525,337,837,835,332,829,028,927,526,635,033,131,030,20,470,810,850,840,840,810,870,830,840,840,860,870,860,860,860,880,880,870,0380,0600,0400,0410,0280,1600,1590,1880,2600,1450,1910,2060,0490,0970,1700,19610570Коэффициент вытеснения нефти, %Остаточная нефтенасыщенность, %6050403020Коэффициент вытеснения, %10Остаточная нефтенасыщенность0020406080100Температура, СРисунок 4.14 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой и остаточнойнефтенасыщенности от температуры при изотермическом режиме (Тазовскоеместорождение)70Коэффициент вытеснения нефти, %Изотермический режимПостепенный рост температуры65605550450102030405060708090Температура, СРисунок 4.15 - Зависимость коэффициентов вытеснения нефти водой оттемпературы при изотермическом и неизотермическом режиме (Тазовскоеместорождение)700,07600,06500,05400,04300,03200,021030 CПерепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %1060,0160 C80 C0001234567Объем закачки воды, п.о.Рисунок 4.16 - Динамика вытеснения нефти водой в опыте 49 (Тазовскоеместорождение)11011000,180701600,015024030Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %Температура, С900,0013201000,000101234567Объем закачки воды, п.о.Рисунок 4.17.
Зависимость коэффициента вытеснения нефти (1), перепададавления (2) и температуры (3) от объема закачки воды в опыте 7 (Русскоеместорождение)107Степень вытеснения нефти, %65605550Sн=87 %Sн=59,6 %Sн=64 %45020406080100120Температура, СРисунок 4.18 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти от температуры приОстаточная нефтенасыщенность, %ступенчатом повышении температуры (Русское месторождение)40353025Sн=87 %Sн=59,6 %Sн=64 %20020406080100120Температура, СРисунок 4.19 - Зависимость остаточной нефтенасыщенности от температуры приступенчатом повышении температуры (Русское месторождение)108Глава 5 Исследование нетермических методов добычи вязкой нефти иповышения нефтеотдачи пластов ПКМетодики подготовки моделей пласта и проведения фильтрационныхэкспериментов, характеристики моделей пласта и флюидов приведены в главе 2.Нефть месторождений покуровской свиты имеет в пластовых условияхдостаточно высокую вязкость (глава 3), которая затрудняет ее добычу итранспорт, порода коллектора имеет высокую глинистость, добычу нефтиосложняют: газовая шапка, малая толщина нефтяной оторочки и активныеподстилающие воды.
Нефть в подгазовых оторочках сеноманского горизонтаявляется трудноизвлекаемой, т.е. для ее добычи необходимы исследовательскиеработы с привлечением достижений коллоидной и физической химии.Проведенное в работе исследования (см. главу 4) показали, что тепловыеметоды (обычно рассматриваемые в России) воздействия (главным образом,закачка пара) мало применимы для условий пластов ПК, тем более что скважинывключают интервалы многолетних мерзлотных пород (ММП), растеплениекоторых возможно при закачивании теплоносителей.В условиях сеноманских горизонтов применение тепловых методов сложно,опасно или неэффективно. Однако вязкость нефти 30-300 мПа*с не слишкомвелика, чтобы неэффективными были все нетермические методы воздействия,поэтому было проведено исследование нетепловых методов добычи нефтипластовПК.Основные[102,103,106,107].результатыисследованийизложенывработах1095.1 Исследование растворов щелочи и НПАВ для повышения нефтеотдачипластов ПК (на примере нефти Тазовского месторождения)Ранее в СССР [90] большое внимание уделялось использованию ПАВ ищелочей для повышения нефтеотдачи.
Для добычи вязкой нефти применениеПАВ и щелочей обычно малоэффективно, т.к. при их взаимодействии с нефтьюобразуются более вязкие, чем исходная нефть, эмульсии. Однако нефти пластовПК содержат нафтеновые кислоты, взаимодействие которых с щелочамипозволяет получать эффективные ПАВ, снижающие поверхностное натяжение награнице раздела нефть/вода и повышающие эффективность вытеснения нефтиводой. В качестве щелочей были выбраны растворы гидроксида натрия икарбоната натрия, наиболее часто применяемые при щелочном заводнении [104].Целью исследования было оценить возможность использования щелочногозаводнения для повышения нефтеотдачи пластов ПК на примере типичногоТазовского месторождения, имеющего минимальную вязкость нефти средивыбранных объектов.5.1.1 Фазовое поведение: щелочной раствор + вязкая нефть ТазовскогоместорожденияИсследование фазового поведения позволяет оценить перспективностьприменения растворов реагентов и визуализировать процессы, происходящие приконтакте растворов реагентов с нефтью и оценить концентрацию растворов.Исследование фазового поведения проводили при пластовой температуре 30 оС иобъемном отношении контактирующих исходных фаз (нефти и раствора реагента)равным 1.
Результаты эксперимента приведены в таблицах 5.1- 5.3 и на рисунках5.1-5,4.При взаимодействии нефти с щелочными растворами наблюдаетсятрехфазное и двухфазное фазовое поведение (рисунки 5.1-5.4). При контактахнефти и растворов образуются два типа средних фаз: среднефазные эмульсии110(СФЭ) при низких концентрациях щелочных реагентов и фаза «высолившегосяПАВ» при больших концентрациях щелочных реагентов. В пробирках такжесодержалась избыточные водная и нефтяная фазы.При контакте с нефти и растворов гидроксида натрия с концентрациями0,05-0,1 % образуются большие объемы среднефазных эмульсий.
При большихконцентрациях гидроксида натрия его фазовая активность уменьшается, а приконцентрации щелочи более 0,25 % в системах происходит образование тольконебольшого количества фазы «высолившегося ПАВ». Оптимальная концентрациящелочи в растворе составляет 0,03-0,125 %.Рост концентрации гидроксида натрия дезактивирует ПАВ из нафтеновыхкислот. По-видимому, это связано с ростом общей минерализации раствора(ионной силы раствора, таблица 5.1 и рисунок 5.3). Что бы проверить это, былиисследованы растворы, в которых кроме гидроксида натрия (концентрация 0,1 %)содержалась еще добавка хлорида натрия. ПАВ из нафтеновых кислот и нефтидезактивируются при введении в состав щелочного раствора солевой добавки,увеличивающей ионную силу (минерализацию) раствора (таблица 5.2).Фазовое поведение при контакте нефти и растворов гидроксида натрия икарбоната натрия однотипно: при контакте нефти с растворами карбоната натриятакже образуются среднефазные эмульсии при низких концентрациях реагента ифаза «высолившегося ПАВ» при более высоких концентрациях.
Наиболееэффективен карбонат натрия при концентрациях 0,1-0,5 % (таблица 5.1 и рисунок5.4).Исследование взаимодействия щелочей с сеноманской нефтью, позволяютожидать определенной нефтевытесняющей эффективности. Однако при контактенефти и щелочных растворов наблюдали образование среднефазных эмульсий, ане микроэмульсий, обычно более ффективных при нефтевытеснении [90].Было проведено исследование фазового поведения при контакте нефти ирастворов Неонола АФ9-12 с концентрациями от 0,05 до 1 %, приготовленных напресной воде и минерализованной воде плотностью 1030 кг/м 3.
Во всехисследованных случаях объем сосуществующих фаз не менялся, солюбилизации111нефти в воде не наблюдали. Таким образом, водорастворимый НПАВ НеонолАФ9-12 не проявляет фазовой активности при контакте с нефтью Тазовскогоместорождения, поэтому не стоит ждать от него эффективности при вытеснениинефти. Однако применение НПАВ может иметь положительный эффект,связанный с увеличением приемистости скважин и изменения смачиваемостипороды коллектора, что можно оценить только в фильтрационных экспериментах.Таблица 5.1 - Результаты исследования фазового поведения в системе вязкаянефть – раствор гидроксида натрия при 30 оСКонцентрациящелочи, %0Объемная доля фаз, %ИзбыточнаяСФЭнефтяная фаза500Фаза"ПАВ"0Избыточнаяводная фаза500,0146,73,30500,030880120,05088,5011,50,081,386,2012,50,1074,5025,50,1250,569,50300,255300470,3754807450,55003,50,75490447150034746,5Таблица 5.2 - Результаты исследования влияния добавки хлорида натрия нафазовое поведение в системе вязкая нефть – 0,10 % раствор гидроксида натрияпри 30 оС.КонцентрацияОбъемная доля фаз, %хлорида натрия, ИзбыточнаяСФЭФаза "ПАВ"Избыточнаяг/лнефтяная фазаводная фаза030400305490447112Продолжение таблицы 5.210480250204903483047035050490249Таблица 5.3 - Результаты исследования фазового поведения в системе вязкаянефть – раствор карбоната натрия при 30 оСКонцентрациящелочи, %Объемная доля фаз, %ИзбыточнаяСФЭФаза "ПАВ"нефтяная фазаИзбыточнаяводная фаза05000500,014830490,0254830490,054840480,110650250,2595000,3595000,51052,5037,50,754514041145160391,54511044250064435006445470350113Рисунок 5.1 - Внешний вид систем нефть + раствор гидроксида натрия приконцентрации щелочи менее 0,1 %Рисунок 5.2 - Внешний вид систем нефть + раствор гидроксида натрия приконцентрации щелочи более 0,25 %114100воздух/нефтьнефть/СФСФ/вода90Объемная доля фаз, %8070Нефтяная фаза60СФЭ50Фаза "ПАВ"4030Водная фаза2010000,10,20,30,40,50,60,70,80,91Концентрация раствора NaOH, %Рисунок 5.3 - Влияние концентрации реагента на фазовое поведение в системенефть – раствор гидроксида натрия100воздух/нефтьнефть/СФСФ/вода90Объемная доля фаз, %8070Нефтяная фаза60СФЭ50Фаза "ПАВ"4030Водная фаза2010000,20,40,60,811,21,41,61,82Концентраиця раствора карбоната натрия, %Рисунок 5.4 - Влияние концентрации реагента на фазовое поведение в системенефть – раствор карбоната натрия1155.1.2 Результаты фильтрационного исследования растворов щелочей иНПАВДля исследования были выбраны 0,1 % раствор гидроксида натрия вдистиллированнойводеи0,5%растворНПАВНеонолАФ9-12вминерализованной воде.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
