Диссертация (1172975), страница 17
Текст из файла (страница 17)
В опытах неприменяли газов и газированных жидкостей, т.е. давление не влияет на процессыв пористой среде. Методика эксперимента описана ранее (см. главу 2).5.3.1 Применение маловязкого растворителям при добыче вязкой нефтиТазовского месторожденияПервоначальнопроводилиисследованиенапримереТазовскогоместорождения, т.к. нефть этого объекта имеет минимальную вязкость (средиизученных), т.е. растворитель (разбавитель) будет иметь минимальное влияние навытеснение нефти. В ходе опытов в модель пласта закачивали оторочкурастворителя (газового конденсата), затем вытесняли водой (ВГС или ПАА) нефтьи конденсат. Объем закаченного растворителя вычитали из общего объемауглеводородной жидкости на выходе из модели пласта.
В качестве экспериментасравнения был выбран опыт №30 (таблицы 5.6-5.7), в ходе которого нефть126вытесняли водой при пластовой и повышенной температуре. Результатыэкспериментов приведены в таблицах 5.11-5.13 и на рисунках 5.10-5.12.В опытах №33 и №37 после закачивания в модель пласта газовогоконденсата происходит быстрое снижение перепада давления, т.е. применениерастворителя на месторождении позволит увеличить приемистость скважин и,следовательно, темп разработки. Растворитель смешивается с нефтью, отсутствиекапиллярных сил объясняет снижение перепада давления [105].
Последующаязакачка воды (опыт 33) также не сопровождается значительным ростом перепададавления (фильтрационного сопротивления). Прорыв воды через модель пластапроисходит после прокачки 0,51 п.о. флюидов (0,20 п.о. конденсата + 0,31п.о.воды) и обводненность продукции быстро увеличивается возрастает (рисунок5.10). Нефть и растворитель на начальном этапе процесса вытесняются впоршневом режиме. Всего в результате прокачки 0,2 п.о. конденсата и 4,84 п.о.водыкоэффициентвытеснениянефтидостиг70,7%,аостаточнаянефтенасыщенность составила 19,3 %, т.е.
результаты вытеснения заметно выше,чем в опыте сравнения при вытеснении нефти минерализованной водой припластовой температуре и при нагреве.В опыте №33 после прокачки 2 п.о. воды начинается устойчивый ростперепада давления, что указывает на набухание глинистых компонентов породыпосле удаления природного гидрофобизатора (нефти). В конце экспериментапроницаемость пористой среды снизилась с 0,055 до 0,022 мкм2 (в 2,5 раза) посравнению с ранее установившейся в ходе фильтрации проницаемости по воде.Для того, уменьшить набухание глинистых минералов в модель пласта былзакачен раствор хлорида алюминия (концентрация 1 г/л) в минерализованнойводе. Закачка раствора коагулянта - соли многовалентного металла привела кстабилизации перепада давления и проницаемости модели пласта для воды.Полученныеданныеещеразподтверждают,чтопричинойсниженияпроницаемости является набухание глинистых минералов.В опыте №37 в модель пласта закачали 0,4 п.о.
конденсата и 10,1 п.о. воды.Закачка воды привела к некоторому росту перепада давления, который начал127снижаться после прорыва воды и замедления вытеснения нефти. Конечныйкоэффициент вытеснения нефти составил 70,9 %, остаточная нефтенасыщенность18,8 % и проницаемость по воде – 0,103 мкм2.
Результаты вытеснения нефти вопытах № 33 и № 37 близки, т.е. увеличение объема закачки растворителя неоказало заметного влияния. По-видимому, механизм действия растворителязаключается не в его смешении с вязкой нефтью, а в ее вытеснении оторочкойрастворителей.Водавдальнейшемвытесняетсобственномаловязкийрастворитель, что объясняет наблюдаемый эффект.В опыте №42 исследовали совместное действие растворителя и раствораводорастворимого полимера (ПАА, таблица 5.12, рисунок 5.12). Применениепоследовательного вытеснения вязкой нефти растворителем (первоначально), азатем низкоконцентрированным раствором ПАА и воды, позволило заметноувеличить эффективность вытеснения вязкой нефти (с 70,7-70,9 до 77,3%), однакосопровождалось ростом фильтрационного сопротивления модели пласта.
Повидимому причиной этого является удаление активной нефти и усилениенабухания глинистых минералов под действием раствора ПАА и гидрофилизацииповерхности породы пласта ПК.Опыт №38 (аналог опыта 33, таблица 5.12) показал, что противодавление(11,7 МПа) в эксперименте не влияет на результаты эксперимента, что связано стем, что в эксперименте не использовали газы и газированные жидкости. Данныеопытов №38 и №33 показывают, что в эксперименте получены достаточнонадежные результаты и сделаны обоснованные выводы.5.3.2 Применение маловязкого растворителям при добыче вязкой нефтиРусского месторожденияДля оценки применимости предлагаемой технологии для добычи вязкойнефти в условиях других объектов сеноманского горизонта было проведеноисследование на примере Русского месторождения, содержащего максимальнуюпо вязкости нефть (среди испытанных объектов).
В опытах №40 и 41 исследовалисочетание закачки маловязкого растворителя и воды или ВГС. Результаты128эксперимента приведены на рисунках 5.12-5.13 и в таблицах 5.14-5.15, в качествеопыта сравнения взят опыт №7 (таблица 5.9).Сравнение результатов опытов 7, 40 и 41объектаснефтьюповышеннойвязкостипоказывает, что в условияхвытеснениенефтигорячейминерализованной водой (60-100 оС) и при последовательной закачке маловязкогорастворителя и, затем, воды или ВГС имеют близкую эффективность (таблица 5.9и 5.15).
Однако по технологическим и экономически соображениям (условияКрайнего Севера, наличие ММП, возможность утилизации ПНГ и газовогоконденсата, минимизации депрессий и репрессий на пласт) нетермическиетехнологии имеют преимущество под тепловым методом (закачки горячейминерализованной воды).Таблица 5.11- Характеристика моделей пласта Тазовского месторождения (длина39,5 см, диаметр 3-3,2 см)Номер Проницаемость, мкм 2опытапо газупо водепоПоровыйНачальнаяпо нефти (с объем, см нефтена-керосину (с остаточнойсыщен-остаточной водой)ность, %водой)331,380,5010,7930,749133,265,8371,250,5020,6560,857127,264,5421,640,7571,211,04136,165,938*1,400,5180,7270,894113,565,2Примечание:*- опыт проводили при противодавлении в 11,7 МПа129Таблица 5.12 - Результаты фильтрационных опытов (Тазовское месторождение,30º С)№ФлюидОбъем ПерепадКоэффи- Скозакач- давления, МПа циентростьопыки, п.о.
Макси- Те-ку- вытесне- фильтратания-ции***,мальщийнефти, % м/сутный3Стабильный 0,200,0505 0,0213 00,85газовый3конденсатМинерали- 4,810,0593 0,0593 70,70,85зованнаявода**0,1 % AlCl3 2,860,0620 73,20,90*3Стабильный 0,400,0469 0,0100 00,92газовый7конденсатМинерали- 10,00,0234 0,0135 70,91,16зованнаявода**4Стабильный 0,200,0373 0,0215 01,40газовый2конденсат0,05 % ПАА 1,720,4930,493 71,51,01Праестол2540*Минерали- 4,370,430 77,30,95зованнаявода**3Стабильный 0,210,0816 0,0153 01,54газовый8конденсатМинерали- 3,520,0260 0,0658 70,61,22зованнаявода**Примечания: * растворы в минерализованной воде; ** -– раствор 12натрия; *** - с учетом нефтенасыщенности.Проницаемостьпо воде,мкм2-0,0220,022-0,103---0,057г/л хлорида130Таблица 5.13 - Влияние объема оторочки растворителя на параметры вытеснениянефти водой№Проница-Обьемопы- емость по оторочкитаБезвод-СтепеньПроницаемостьныйвытесненияпо воде снефти, %остаточнойгазу, мкм2 конденсата, п.о.
период,п.о.нефтью, мкм2301,5500,2650,4 (4.28 п.о.)0,037331,380,200,3270,7 (4,81 п.о.)0,022371,250,400,3670,9 (10,1 п.о.)0,103Таблица 5.14 - Характеристика моделей пласта Русского месторождения (длина39,5 см, диаметр 3-3,2 см)№Проницаемость, мкм 2ПоровыйНачальнаяопы по газу по водепопо нефти (с объем, см нефтенасыщен-такеросину(состаточнойность, %остаточной водой)водой)401,580,5280,8511,99108,487,0411,370,5361,551,69108,085,7Примечание:*- опыт проводили при противодавлении в 11,7 МПа131Таблица 5.15 - Результаты фильтрационных опытов (Русское месторождение, 20ºС)Флюид№ОбъемПерепадКоэффи--Скорость Прони-№закачки, давления, МПациентфильтра- цаемосопп.о.Макси-Теку-вытесне-ции***,ть поытмаль-щийниям/сутводе,аныйСтабильный400,20нефти, %0,0846мкм20,0437 01,1-0,0088 57,21,490,55газовыйконденсатМинерализо8,27-ваннаявода*Стабильный410,200,1780,0144 01,56-4,590,01390,0039 55,81,53-газовыйконденсатВГС***Примечания:*–раствор12г/лхлориданефтенасыщенности, *** противодавление 8,0 МПа.натрия;**-сучетом1321000,12Нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти, %Обводненность продукции, об.%90Внефть, %Обводненность, об.%Sнефть, %Перепад давления, МПа800,17060Растворитель500,06400,1 % алюмохлорид в водеВода30Перпад давления, МПа0,080,04200,021000012345678Объем закачки, п.о.Рисунок 5.10 -Динамика вытеснения нефти в опыте 331000,12Внефть, %Обводненность, об.%Sнефть, %Перепад давления, МПа800,1700,0860Растворитель500,06Вода400,0430200,021000012345678Объем закачки, п.о.Рисунок 5.11 - Динамика вытеснения нефти в опыте 3791011Перпад давления, МПаНефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти, %Обводненность продукции, об.%901330,190Внефть, %0,0980Обводненность, об.%0,08Sнефть, %700,07Перепад давления, МПа600,06500,05400,04300,03200,02100,010Перепад давления, МПаНефтенасыщенность и коэффициентвытеснения нефти, %Обводненность продукции, об.%10000123456789101112Объем закачки, п.о.Рисунок 5.12 - Динамика вытеснения нефти в опыте 400,20,18601500,160,1420,12400,1300,080,06200,04100,023000123Объем закачки, п.о.Рисунок 5.13 - Динамика вытеснения нефти в опыте 411- коэффициент вытеснения нефти, %2- Количество газа на выходе, н.п.о.3- Перепад давления, МПа45Перепад давления, МПаКоэффициент вытеснения нефти,%Количество газа на выходе, %н.п.о.70134Выводы по главе 51.
Водогазовые смеси обладают значительно большей нефтевытесняющейэффективностью в условиях пластов ПК, чем минерализованная вода припластовой температуре и горячая минерализованная вода при постепенном(ступенчатом) повышении температуры.2. Предложен новый метод добычи вязкой нефти пластов ПК, основанныхна последовательной закачке в пласт маловязкого нефтяного растворителя (вкачестве растворителя может быть использован газовый конденсат – отходдобычи газа), затем воды или ВГС. Важной особенностью данного методаявляется минимальный перепад давления при фильтрации, т.е. минимизируетсярепрессия на пласт.3. Показано, что нетермические методы более перспективны при добычевязкой нефти пластов ПК, чем тепловые методы основанные на применении параили горячей минерализованной воды.4.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
