Диссертация (1172975), страница 16
Текст из файла (страница 16)
Эксперименты проводили без противодавления наэкспресс-фильтрационной установке, чтобы визуализировать флюиды на выходеиз моделей пласта. Изучали возможность использования щелочей и НПАВ дляповышения нефтеотдачи, поэтому исследовали воздействие на остаточную нефть.В опыте №32 исследовали влияние раствора гидроксида натрия навытеснение остаточной нефти, оценивали способность повышать нефтеотдачу(таблицы 5.4-5.5 и рисунки 5.5-5.6). После вытеснения нефти 4,44 п.о.
воды игенерирования остаточной нефтенасыщенности коэффициент вытеснения нефтибыл равен 64,5 %, а остаточная нефтенасыщенность 23 %. Закачивание 0,1 %раствора гидроксида натрия привело к увеличению перепада давления - послезакачки 0,53 п.о. раствора щелочи перепад давления увеличился с 0,0174 до 0,213МПа, т.е. в 13,3 раза. После перехода на закачивание воды перепад давленияуменьшился и постепенно начал расти коэффициент вытеснения нефти. Послепрокачки 3-3,5 п.о. воды значение коэффициента вытеснения нефти увеличился с65,3 до 74,5 % (на 9,2 %), а перепад давления стабилизировался, но невосстановился до исходного (по воде), что указывает на увеличение степенинабухания глинистых компонентов породы (проницаемость снизилась в 6,7 раз (с0,080 до 0,012 мкм2).Проведенный эксперимент указывает неэффективность раствора щелочидля повышения нефтеотдачи пластов ПК Тазовского месторождения.
Для другихобъектов с большей вязкость нефти не следует ожидать эффективности.В опыте №45 исследовали раствор НПАВ (Неонол АФ9-12) в качествесостава для повышения нефтеотдачи (таблица 5.5 и рисунок 5.6). После созданияв пористой среде остаточной нефтенасыщенности в модель пласта закачивали2,52 п.о. 0,5 % раствора НПАВ, что практически не сопровождалось вытеснением116нефти (коэффициент вытеснения нефти вырос с 62,6 до 64,0 %) При фильтрациираствора НПАВ наблюдали снижение проницаемости для воды с 0,076 до 0,056мкм2 (в 1,36 раз).
Переход на закачивание воды уменьшает перепад давления инесколько увеличивает проницаемость пористой среды для воды, но полноговосстановления проницаемости по воде не произошло (таблица 5.5).Раствор водорастворимого НПАВ не обладает заметной нефтевытесняющейактивностью в условиях пластов ПК Тазовского месторождения и не увеличиваетпроницаемость пористой среды для воды. В условиях объектов с большейвязкостью нефти эффективность НПАВ не увеличится.Вывод по подразделу 5.1Не рекомендуется применение растворов ПАВ и щелочей для повышениянефтеотдачи и повышения проницаемости (для воды) пласта ПК.Таблица 5.4 - Характеристика моделей пласта Тазовского месторождения(длина 39,5 см, диаметр 3,2 см)НомеропытаПроницаемость, мкм2погазу321,37поминерализованной воде0,55451,340,548ПоровыйНачальнаяпо нефти обьем, мл(с остаточной водой)0,963135,80,692нефтенасыщенность, %125,964,771,0Таблица 5.5 -Результаты фильтрационного опыта №32 при 30º С№ Флюид2ОбъемПерепадзакачки, давления, МПап.о.макситекумальный щийМинера34,44лизованная вода*0,0587Коэффициентвытеснения нефти,%0,0174 64,5Скоростьфильтрации,м/сут0,88Проницаемость поводе,мкм20,080117Продолжение таблицы 5.50,1% 0,530,2130,213 65,30,810,0060гидроксиднатрияМинера4,490,2430,117 74,50,870,012лизованнаявода*Минера45,340,07680,0182 62,60,950,065 лизованнаявода0,5% 2,520,02470,0247 640,870,056НеонолаАФ9-12 **Минера2,760,0208 65,20,940,066лизованнаявода*Примечание: * - раствор хлорида натрия 18г/л, ** - в минерализованной воде1000,390Внефть, %0,25Перепад давления, МПа700,260Раствор NaOН500,1540ВодаВода300,1200,05100001234567Объем закачки, п.о.Рисунок 5.5 - Динамика вытеснения нефти в опыте 328910Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %801181000,12Внефть, %90700,0860500,06400,04Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %0,1Перепад давления, МПа8030200,02Вода10ВодаРаствор НПАВ000123456789101112Объем закачки, п.о.Рисунок 5.6 - Динамика вытеснения нефти в опыте 455.2.
Исследование вытеснения нефти водогазовой смесью (ВГС)Водогазовые смеси (одновременная закачка в пласт воды и газа) обладаютзначительно более высокими нефтевытесняющими характеристиками, чем водаили газ по отдельности.5.2.1 Исследование вытеснения вязкой нефти Тазовского месторожденияПервоначальнобылоисследовановытеснениенефтиТазовскогоместорождения ВГС из 20 об.% метана и 80 об.% минерализованной воды(раствор хлорида натрия 18г/л).
Из-за малой толщины нефтяной оторочкиТазовского месторождения (как и прочих нефтяных оторочек пластов ПК)имеется опасность «всплытии» или «погружения» оторочки вытесняющегоагента, поэтому была выбрана ВГС, которая имела плотность близкую кплотности пластовой нефти. Результаты эксперимента приведены в таблицах 5.65.7 и на рисунке 5.7.119При вытеснении нефти ВГС (опыт 35, таблица 5.7) безводный периодсоставлял 0,24 п.о., а прорыв газа произошел после прокачки 0,38 п.о. ВГС.
Послезакачки 2 п.о. ВГС перепад давления фильтрации стабилизировался при значенииоколо 0,024 МПа (градиент давления 0,061 МПа/м). После закачки 4.11 п.о. ВГСкоэффициент вытеснения нефти достиг 67,5 %, остаточная нефтенасыщенностьсоставила 21,4 %.Вконцеопытаперешлинафильтрациюводы,чтобыоценитьфильтрационные характеристики ВГС и проницаемость модели пласта.
Переходна закачку воды практически не повлиял на перепад давления при фильтрации, авытеснение нефти из модели пласта прекратилось (рисунок 5.7). Основноеотличие фильтрационных свойств воды и ВГС заключается не в различииперепадов давления, а в исчезновении флуктуаций перепадов давлений прифильтрации воды. Флуктуации перепада давления при фильтрации ВГС, повидимому, связаны с наличием у газовых пузырьков упругих свойств и измененииих формы при прохождении пузырьков через поры, что приводит к упругимколебаниям.По-видимому, именно флуктуации перепада давления обеспечиваютперераспределение потоков в пористой среде на микроуровне, что способствуетболее эффективному вытеснению нефти.Для сравнения использовали результаты опыта №30 (таблица 5.7).
В опыте30 в результате закачки 4,28 п.о. воды при пластовой температуре коэффициентвытеснения нефти составил 50,4 %, а при повышении температуры вытеснения до100 С коэффициент вытеснения вырос до 53,5%. Сопоставление результатовопытов №30 и №35 показывает, что ВГС обладает заметно большейнефтевытесняющей способностью, чем вода при пластовой и повышеннойтемпературах - применение ВГС позволяет увеличить коэффициент вытеснениянефти, по сравнению с вытеснением водой при пластовой температуре, на 20,6 %,а по сравнению с горячей водой на 17,5 %. Использование технологииводогазового воздействия позволит решить еще одну важную проблему –120утилизацию попутного нефтяного газа (ПНГ будет использован для добычи нефтигазонефтяного месторождения).Таблица 5.6 - Характеристика моделей пласта Тазовского месторождения (длина39,5 см, диаметр 3 см)№35Поровый Начальнаянефтенапо газу по воде по керосинупо нефти (с объем,сыщенность,(с остаточной остаточной см%водой)водой)1,330,5290,3740,922113,465,9301,55опытаПроницаемость, мкм 20,5470,7750,812118,765,4Таблица 5.7 - Результаты фильтрационных опытов при пластовом давлении 11,7МПа (Тазовское месторождение)№ФлюидПерепаддавления,закачки МПамаксима- текущий, п.о.льныйилиустановившийсяКоэффициентвытеснениянефти, %Скоростьфильтрации,м/сутВГС*4,110,023971,01,47Вода**2,39-0,025074,41,480,074Вода**4,28-0,040450,41,420,03730Вода**2,470,04380,043853,01,380,02060Вода**0,94-0,029953,51,380,018100опыта3530Объем0,114Проницаемостьповоде,мкм2ТТ,ºС- 30Примечания: * - ВГС – 20 % метана + 80 % воды (по объему); ** - вода – раствор18 г/л хлорида натрия1211000,143Внефть, %Вгаз, %Ввода, %Перепад, МПа18020,1240,170600,08500,0640Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %Количество флюидов на выходе, % нефтенасыщенного поровогообъема90ВГС30Вода0,04200,02100001234567Объем закачки, п.о.Рисунок 5.7 - Вытеснение нефти ВГС и водой.
Динамика фильтрации опыта 355.2.2 Исследование вытеснения ВГС нефти Русского месторождения (нефтьбольшей вязкости)ВГС обычно рассматриваются как агент для добычи достаточно маловязкойнефти [65,69]. В настоящей работе исследовали вытеснение не толькоотносительно маловязкой нефти Тазовского месторождения, но и рассмотреливытеснениенефтиРусскогоместорождения,обладающеймаксимальнойвязкостью среди изученных объектов. Для сравнения, как и ранее, использоваливытеснение зыводнение при пластовой и при повышенной температуре.Результаты эксперимента приведены в таблицах 5.8-5.9 и на рисунках 5.8-5.9.Данные опыта 39 показывают, что ВГС при примененииРусскогоместорожденияобладаетвысокойв условияхэффективностьюпринефтевытеснении.
Сопоставление данных опытов 39 и 7 показывает, чтоминерализованная вода при пластовой температуре и при постепенном(ступенчатом) повышении температуры обладает меньшей эффективностью,несмотря на достаточно значительное повышение температуры воды (до 100 оС).122Таблица 5.8 - Характеристика моделей пласта Русского месторождения (длина34,5 см, диаметр 3 см)НомеропытаПроницаемость, мкм 2по газупо воде391,540,51572,440,916ПоровыйНачальнаяпопо нефти (с объем, см нефтена-керосинуостаточнойсыщен-водой)ность, %0,877-1,99109,087,61,15111,186,3Таблица 5.9 - Результаты фильтрационных опытов при пластовом давлении 8,0МПа (Русское месторождение)№ФлюидКоэффициентвытеснениянефти,%Скоростьфильтрации***,м/сут3ВГС*Перепадзакачки, давления, МПамакси- текущийп.о.мальн илиыйустановившийся6,00,3130,025671,31,44Вода **1,24- 0,025372,31,500,0817Вода **3,16- 0,010256,61,340,159Вода **1,720,004159,41,310,18860Вода **2,000,001862,31,260,260100опы-та9ОбъемПрони- Т,ºСцаемостьповоде,мкм2-20+/-2Примечания: * - ВГС – 20 % метана + 80 % воды (по объему); ** - вода – раствор12 г/л хлорида натрия; *** - с учетом нефтенасыщенности.1230,14Внефть, %Вгаз, %Перепад давления, МПа90800,120,170600,08500,0640ВГС30Вода0,04Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %Объем газа на выходе в % отнефтенасыщенного объема пор100200,021000012345678Объем закачки, п.о.Рисунок 5.8 - Вытеснение нефти ВГС и водой.
Динамика фильтрации опыта 391101090180700,160500,014030Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти, %Скорость фильтрации, мл/часТемпература, С1000,001201000,000101234567Объем закачки воды, п.о.Рисунок 5.9 - Вытеснение нефти водой разной температуры. Динамикафильтрации опыта 71245.3 Применение последовательной закачки маловязкого растворителям воды(ВГС) для добычи вязкой нефти пластов ПКПредыдущие разделы показали, что ВГС значительно более эффективен привытеснении нефти, чем минерализованная вода при пластовой и повышеннойтемпературах. Однако при нетермической разработке запасов вязкой нефтиобязательно возникнет проблема транспорта нефти, т.к.
при температурах 10-15оС и ниже дегазированная нефть теряет текучесть. Поэтому желательно, чтобы впроцессе добычи изменялась ее свойства таким образом, чтобыснизиласьвязкость и температура застывания нефти.На севере Западной Сибири имеются избыточные ресурсы газовогоконденсата, которые можно использовать как растворитель (разбавитель) дляуменьшения вязкости нефти пластов ПК. Были проведены исследования напримеревязкойнефтиРусскогоиТазовскогоместорожденияпопоследовательной закачке газового конденсата (маловязкого растворителя) и воды(ВГС).Вкачестверастворителяиспользовалистабильныйконденсат,характеристика которого приведена в табл.5.10.Таблица 5.10 - Характеристика газового конденсатаРезультаты фракционной разгонки по методу ASTM D3710Процент отгона, об.%Стабильный конденсат555,5106515742081,5309740111,5501276014770171,5125Продолжение таблицы 5.1080208852329025995Началось разложениеОбщий объем отгона, мл91Остаток в колбе, мл7Потери, мл2Температура начала кипения, оС36Температура конца кипения, оС-Плотность при 20 оС, кг/м3742Фильтрационные опыты в основном проводили с помощью экспрессфильтрационной установки (без противодавления), что позволяло визуальнонаблюдать за флюидами на выходе из модели пласта, точно определять прорывводы через модели пласта и ускорило проведение экспериментов.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
