Содержание к диссертации
Введение
Глава Обзор существующих представлений о мелкодисперсных системах, их видах и условиях возникновения в продуктивных пластах 9
1.1 Классификация типов мелкодисперсной твердой фазы в пластовых жидкостях продуктивных пластов и в рабочих агентах, применяемых для вытеснения нефти 14
1.2 Диспергирование глинистого вещества цемента в процессе фильтрации в пористой среде 18
1.3 Образование дисперсных систем при кристаллизации различных соединений в пластовых флюидах нефтяных залежей 29
1.4 Классификация технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи 35
Глава 2 Экспериментальные исследования процессов многофазной фильтрации и вытеснения нефти в условиях постоянного присутствия мелкодисперсной твердой компоненты в фильтрующихся жидкостях 42
2.1 Методика подготовки образцов пород-коллекторов и рабочих жидкостей для проведения экспериментальных исследований 43
2.2 Совершенствование фильтрационной установки и методики проведения экспериментов
2.3 Экспериментальное изучение и управление процессом образования мелкодисперсной твердой фазы в глиносодержащих коллекторах 67
2.4 Анализ результатов лабораторных исследований 88
Глава 3 Обоснование технологии повышения нефтеотдачи с использованием мелкодисперсных твердых частиц ... 99
3.1 Предпосылки возникновения технологии 102
3.2 Рабочие агенты для закачки в пласт, создаваемые на основе мелкодисперсных твердых частиц 105
3.3 Влияние закачки мелкодисперсных твердых частиц на нефтеотдачу коллекторов 108
3.4 Анализ результатов проведенных лабораторных экспериментов 123
Глава 4 Методические основы промышленной реализации технологии 128
4.1 Порядок осуществления технологии 129
4.2 Техническое обеспечение 132
Основные результаты и выводы 134
Список литературы
- Диспергирование глинистого вещества цемента в процессе фильтрации в пористой среде
- Совершенствование фильтрационной установки и методики проведения экспериментов
- Рабочие агенты для закачки в пласт, создаваемые на основе мелкодисперсных твердых частиц
- Техническое обеспечение
Диспергирование глинистого вещества цемента в процессе фильтрации в пористой среде
Настоящая глава посвящена анализу существующих представлений о тонкодисперсных системах, их видах и условиях возникновения в продуктивных нефтяных пластах. Рассматривается их влияние на проницаемость пород-коллекторов, а также - на общий характер процесса движения пластовых флюидов в поровом пространстве. Приведены также описание и анализ технологической эффективности наиболее распространенных и применяемых методов интенсификации и повышения нефтеотдачи на разных месторождениях России. Применение этих методов в той или иной степени приводит к увеличению количества твердых частиц в поровом пространстве, что, безусловно, сказывается на фильтрационных процессах продуктивных пластов.
Результаты проведенных исследований позволяет дать рекомендации о необходимости внедрения мероприятий по управлению процессами образования твердых частиц и поиску новых технологий использования этих частиц для увеличения нефтеотдачи пластов - особенно на поздней стадии разработки.
В практике разработки нефтяных месторождений нередко приходится иметь дело с дисперсными системами: некоторые из них используются для решения различных технологических задач, а иногда дисперсные системы, возникающие в пласте, существенно осложняют процессы добычи нефти. Дисперсные системы, как известно, представляют собой гетерогенную смесь как минимум двух фаз, одна из которых является псевдосплошной средой (дисперсионная среда), а вторая - распределена в первой (дисперсная фаза). Дисперсные системы, используемые в нефтяной промышленности, многообразны по составу и агрегатному состоянию. Многообразными являются как дисперсионные среды, так и дисперсные фазы. Такие фазовые (агрегатные) состояния веществ (твердое, жидкое, газообразное) позволяют выделить девять типов дисперсионных систем [9,67], которые условно обозначают дробью. Например, дробью Т/Ж обозначают системы с твердой дисперсной фазой и жидкой дисперсионной средой (твердой в жидкости). По подвижности дисперсной фазы в дисперсионной среде различают системы свободнодисперсные и связнодисперсные (твердые композиции, капиллярные системы и пористые тела).
Дисперсность и концентрация дисперсной фазы обусловливают основные физико-химические и гидромеханические свойства дисперсных систем.
С увеличением раздробленности изменяются свойства веществ и их системы, характер взаимодействия частиц со средой, увеличивается роль поверхностных явлений. Например, с увеличением дисперсности суспензии переходят в золи, а затем в истинные растворы.
Существует достаточно много классификаций дисперсных систем по размеру частиц, при этом разные авторы в понятие "крупные" и "мелкие" частицы вкладывают различный смысл [34,61,67]. При этом признаки разделения и границы между классами достаточно условны [34]. В литературе встречаются редкие упоминания об измерениях частиц твердой фазы, проводимые в конкретных условиях. Так изучая продукты взаимодействия соляной кислоты (НС1), Bryant и Buller [87] дают сравнительные значения содержания частиц в минераллизованной воде до кислотной обработки (4,ОТ О6 частиц в см3) и в жидкости после кислотной обработки (9,6Т0 частиц в см). Причем в фильтрующемся растворе НС1 содержание частиц в одном кубическом сантиметре достигало (3,0-3,8 109. По соотношению между диффузией и седиментацией в коллоидной химии свободнодисперсные системы подразделяют на молекулярногетерогенные дисперсные системы (размер частиц менее 10"" мкм) При диаметре частиц более 10" мкм выделяют ультрамикрогетерогенные (размер частиц в пределах от 10" до 0,1 мкм), микрогетерогенные (от 0,1 до 10 мкм) и грубодисперсные (более 10 мкм) [67]. Системы с более крупными частицами, классифицировать невозможно. Можно представить условную классификацию, основанную на использовании ряда предпочтительных чисел, которые приняты в мировой практике, в том числе и в России (ГОСТ 8032-84), в качестве универсальной системы числовых значений параметров и размеров для различных отраслей. Выделяются микродисперсные (преимущественное содержание частиц размером менее 0,01 мкм), тонкодисперсные (0,01-1,0 мкм), грубодисперсные или гранулированные (1,0-10 мм) и крупнозернистые (10-100 мм) дисперсные системы.
Увеличение концентрации дисперсной фазы приводит к взаимодействию ее частиц и структурообразованию в свободнодисперсных системах [26,67]. Поэтому немалое внимание уделено обеспечению устойчивости дисперсных систем, используемых для закачки в пласт [37].
Поскольку породы-коллекторы представляют собой связнодисперсную систему, то при закачке дисперсной системы в пласт возникает задача изучения взаимодействия свободнодисперсной системы со связнодисперсной системой, чтобы избежать такого негативного последствия, как кольматация порового пространства. Допустимую концентрацию примесей в закачиваемой воде при заводнении нефтяных месторождений экспериментально обосновали А.Н.Куценко, И.Л.Мархасин, В.Г.Перевалов [18,37,84,99]
Однако выбор той или иной дисперсной системы для закачки в пласт зависит не только от свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов, но и от свойств системы и условий их закачки. Следует также уделить внимание процессам движения или миграции систем, особенно - систем с твердыми частицами (то есть с мелкодисперсной твердой фазой).
Совершенствование фильтрационной установки и методики проведения экспериментов
Использование твердых частиц, находящихся во взвешенном состоянии в пластовых флюидах или появляющихся в пластовой системе в ходе проведения специальных технологических мероприятий, способно во многом усилить результативность тех или иных способов повышения нефтеотдачи.
В этой связи возникает настоятельная необходимость рассмотреть названные способы. Наиболее полное описание различных методов повышения нефтеотдачи и применяемых для этого реагентов можно найти в работах [29,36,42,60,80,97]. По принципу воздействия технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти можно разделить на четыре основные типа: физические, химические, тепловые, микробиологические. Кроме того, совершенствование данных технологий приводит к различным комбинациям и возникновению новых типов методов воздействия, таких, например, как: физико-химические, паротепловые, термохимические, термогазохимические (ТГХВ) и т.п.
Ниже приведен краткий обзор наиболее распространенных и перспективных технологий повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки.
Все разнообразие методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи можно условно разделить на две группы. Первая -это технологии, связанные с воздействием на призабойную зону пласта (ПЗП). Ко второй группе можно отнести технологии воздействия на залежь, как объект разработки в целом, или на какой-либо участок залежи. В свою очередь, обработки ПЗП по цели воздействия можно разделить на два вида: - обработки с целью повышения коэффициента продуктивности (приемистости) скважины; - обработки с целью ограничения водопритока в добывающих или изменение профиля приемистости в нагнетательных скважинах. При воздействии на объект разработки можно выделить две цели: - увеличение коэффициента вытеснения нефти; - увеличение коэффициента охвата вытеснением. К технологиям направленным на увеличение коэффициента вытеснения можно отнести: - гидродинамические (заводнение, закачка газа); - физико-химические (вытеснение растворами химических реагентов -ПАВ, щелочей, кислот и их композиций, смещивающееся вытеснение - обогащенный углеводородный газ, растворители, С02, азот, мицелярные растворы и вытеснение пенами); тепловые - вытеснение нефти паром, внутрипластовое горение; микробиологические - закачка микробиологические состав. Для увеличения коэффициента охвата в основном применяют такие гидродинамические методы воздействия как импульсно-циклическая закачка, уплотнение сетки скважин, разукрупнение эксплуатационных объектов (толщин), регулирование фильтрацонных потоков различными составами, использование горизонтальных скважин.
Основная часть потерь пластовой энергии происходит в призабойной зоне пласта. Кроме того, некачественное вскрытие пласта, а также, образующиеся в процессе эксплуатации скважин, за счет эффекта дросселирования, асфальто-смолистые парафиновые отложения (АСПО) могут привести к существенному снижению коэффициента продуктивности и даже к полной потере притока жидкости из пласта. Для повышения коэффициента продуктивности и устранения вышеперечисленных недостатков существует довольно много методов воздействия.
Рассматривая современные технологии увеличения абсолютной проницаемости призабойной зоны пласта, к ним можно отнести химические обработки, направленные на то, чтобы увеличить проницаемость ПЗП за счет частичного растворения горной породы реагентами кислотного происхождения. К наиболее распространенным относятся солянокислотная (СКО) и глинокислотная (ГКО) обработки. Данные виды обработок широко описаны в специальной литературе, довольно давно применяются на некоторых месторождениях России и имеют определенный положительный эффект [36,42].
При термохимических и термокислотных обработках происходит увеличение скорости реакции кислотного раствора со скелетом пласта. Кроме того, уменьшается вязкость нефти в ПЗП и, соответственно, происходит расплавление и вынос АСПО. Наиболее распространенной термохимической обработкой можно назвать воздействие на ПЗП раствора соляной кислоты, проходящей при закачке через специальный наконечник, наполненный магнием в виде стружки, стержней или брусков. В результате происходит экзотермическая реакция.
К воздействию реагентами некислотного происхождения для увеличения проницаемости ПЗП относятся обработки различными ПАВ, органическими растворителями. Механизм воздействия ПАВ основан на использовании их отмывающих и гидрофобизирующих свойств для удаления из ПЗП глинистых частиц и иных загрязнителей. Органические растворители способствуют удалению АСПО, снижающих производительность скважин. Простейшим растворителем является керосин, растворяющая способность одного кубического метра которого достигает 200кг парафинов или смол.
Технологии воздействия на ПЗП с помощью реагентов некислотного происхождения восстанавливают коллекторские свойства призабойной зоны, нарушенные в ходе первичного и вторичного вскрытия пласта, а также, в процессе эксплуатации за счет отложений АСПО, без изменения скелета породы пласта.
Рабочие агенты для закачки в пласт, создаваемые на основе мелкодисперсных твердых частиц
Добиться снижения эффекта набухания и диспергирования можно и путем плавного и постепенного уменьшения (в небольших интервалах) минерализации закачиваемого раствора. Как показывает рис.2.7, изменение минерализации от ЗОг/л до 5 г/л приводит к незначительному снижению проницаемости образцов Талинского и Узенского месторождений (от 513,0 до 430,0x10" мкм и от 320,0 до 241,0x10" мкм соответственно). Закачка восьми поровых объемов воды минерализацией 1г/л приводит к значительному снижению проницаемости образцов. Причем для образца Узенского месторождения данное снижение максимально (на 16%). Это связано с тем, что в указанном образце содержится больше глинистых минералов, чем в образце Талинского месторождение (40% и 20% соответственно). В этом случае проницаемость образца по слабоминераллизованной воде при постепенном снижении солености от 30 г/л до 1г/л (через интервал 5 г/л) оказалась гораздо большей, чем при резком изменении от 30 г/л до 1г/л без каких-либо интервалов. Причем в каждом случае объем прокачки раствора в пласт должен составить не менее 6-8-ми поровых объемов.
По результатам, полученным при выполнении последнего цикла экспериментов (по оценке степени влияния минерализация закачиваемых растворов на проницаемость пористой среды, насыщенной водой и нефтью), наблюдается такая же динамика изменения проницаемости образцов, как и при насыщении пористой среды одной водой. Но в этом случае степень снижения проницаемости оказывается сравнительно ниже. Рис.2.10а, b и с показывают, что при вытеснении воды нефтью проницаемость образцов снижается примерно в два раза. Для образцов Каменного и Сугмутского месторождений это снижение составляет 49,5%) и 67,5% соответственно (рис. 2.10а). Для образцов месторождения Гелике и песчаника Вегеа - 61,4% и 38,6% соответственно (рис.2.10Ь).
Дальнейшее вытеснение нефти водой минерализации ЗОг/л приводит к дополнительному снижению проницаемости образцов. Согласно рис. 2.10а, проницаемость образцов Каменного и Сугмутского месторождений уменьшается ещё больше при довытеснении нефти водой 1г/л, что составляет 27,7% и 41,1% соответственно. При увеличении минерализации закачиваемой воды до 50г/л и закачке восьми поровых объемов проницаемость образца Каменного месторождения восстанавливается на 16% (от 24,3 до 28,4x10" мкм ), а для Сугмутского месторождения - в два раза (от 0,97 до 1,8x10" мкм . Это объясняется тем, что в образце Сугмутского месторождения количество глинистого материала больше (30%), чем в образцах Каменного месторождения (19%). Кроме того, в последнем больше диспергирующихся глинистых минералов, а в первом - больше глинистых минералов, способных к набуханию и разбуханию (табл.2.2). Аналогично (рис.2.10Ь), восстановление проницаемости образца месторождения Гелике (почти в 3 раза - от 12,0 до 34,2x10" мкм) объясняется присутствием глинистого минерала монтмориллонита. Незначительное (на 28,6%) восстановление проницаемости образца Вегеа обусловлено вымыванием диспергирующихся частиц каолинита после закупорки ими поровых каналов образца.
Для осуществления процесса довытеснения использовалась (кроме слабоминерализованной) и дистиллированная вода. Это усиливает эффект диспергирования глинистых частиц при вытеснении нефти. Образцы, содержащие такие диспергирующиеся компоненты как, например, каолинит и хлорит, допускают довытеснение из них нефти путем закачки дистиллированной (или слабоминерализованной) воды для увеличения конечной нефтеотдачи. Важно отметить, что применение оторочки дистиллированной воды для довытеснения возможно в сильноглинистых коллекторах, где вероятность снижения приемистости скважин при закачке большого объема дистиллированной воды особенно велика. Как показывают рис. 2.8, закачка оторочки довытеснением моделью пластовой воды снизила нефтенасыщенность образца Узенского месторождения на 0,049 доли ед., а коэффициент вытеснения увеличился на 5,85%. Для образца Талинского месторождения это составляет 0,086 доли ед. и 13,5% соответственно. В последнем как оказалось имеется большее количество диспергирующихся глинистых материалов, чем в предыдущем. При довытеснении слабоминерализованной водой, остаточная нефтенасыщенность снижается на 0,27 доли ед. (рис. 2.8а). После довытеснения нефти из образца месторождения Гелике слабоминерализованной водой остаточная нефтенасыщенность снижается на 0,016 доли ед. Незначительное уменьшение нефтенасыщенности в этих случаях может быть следствием сильного набухания двух поровых объемов дистиллированной воды с последующим монтмориллонита и перекрытия поровых каналов, что препятствует возможности вытеснения содержащейся в них нефти.
Как показывают рисунки 2.8а,Ь и 2.9а,Ь и табл. 2.4, процесс вытеснения протекает по-разному в разных коллекторах. При вытеснении нефти водой из коллекторов Ван-Еганского и Мухановского месторождений снижение нефтенасыщенности неодинаково. Закачка 0,5 порового объема (Vn) модели пластовой воды привела к снижению нефтенасыщенности от 0,834 до 0,67 для образца Мухановского месторождения, а для образца Ван-Еганского месторождения от 0,746 до 0,558, то есть на 0,163 и 0,188 соответственно (рис.2.8). Для образцов Возейского и Сугмутского месторождений закачка 1,0 Vn воды снижает нефтенасыщенность до 0,624 и 0,542 соответственно (рис.2.6а). Из этого следует, что вода лучше вытесняет нефть из глиносодержащих коллекторов, чем из кварцевых песчаников. При этом прцесс вытеснения в глиносодержащих коллекторах напоминает модель поршневого вытеснения нефти. Надо заметить, что при достижении 100%-ной обводненности образца, общее снижение нефтенасыщенности больше в кварцевых песчаниках, чем в полимиктовых. Но после закачки слабоминерализованной или дистиллированной воды для довытеснения получается обратный эффект.
Техническое обеспечение
Результаты выполненных лабораторных исследований позволяют положительно оценить эффект применения суспензий мела и каолинита в качестве рабочих агентов нефтевытеснения для целого ряда месторождений. В этой связи становится возможным и промышленное испытание данной технологии на завершающей стадии разработки продуктивных пластов месторождений, где основным методом воздействия на объект является заводнение.
Технология закачки суспензии с мелкодисперсной твердой фазой (СМТФ) проста и основывается на нагнетании в пласт суспензий каолинита и мела, созданных на основе пластовой воды, что приводит к повышению фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора, увеличению микро- и макроохвата пласта воздействием и снижению его остаточной нефтенасыщенности.
Технология не требует внесения каких-либо изменений в существующую систему разработки. Процесс приготовления и закачки композиции несложен и может проводиться с использованием стандартных технических средств.
Реагенты, применяемые в технологии, не влияют на процесс нефтедобычи и подготовки продукции скважин. Расход компонентов и объем закачиваемой суспензии в каждом конкретном случае подбирается в зависимости от геолого-технической характеристики испытываемой скважины.
Применение СМТФ позволяет, во-первых, включить в разработку ранее не работавшие пропластки и пропластки с ухудшенными коллекторскими свойствами; во-вторых, увеличить коэффициент охвата пласта заводнением; в-третьих, повысить нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии их эксплуатации.
Применение СМТФ обеспечивает высокую экономическую и технологическую эффективность, так как в качестве реагентов применяются небольшие количества экологически безопасных и дешевых частиц мела и каолинита, а в качестве растворителя может быть использована вода, поступающая из соответствующих КНС. Технология также не требует дополнительных капитальных вложений на строительство объектов и оборудования; для реализации метода используется типовое нефтепромысловое оборудование. 4.1. Порядок осуществления технологии Учитывая отсутствие утвержденных инструкций и соответствующих сертификатов применения реагентов данной технологии в нефтяной промышленности, рекомендуется руководствоваться следующими основными приемами осуществления технологического процесса: - выбор и анализ объекта воздействия; - контрольная закачка, при которой определяется герметичность всех соединительных линий и устьевой арматуры, оценивается приемистость скважины и выбирается режим закачки реагентов; - приготовление и закачка соответствующих оторочек суспензии в скважину; - возобновление заводнения.
До начала и в ходе реализации технологии предусматривается выполнение следующего комплекса исследовательских работ: - геофизических исследований по определению герметичности эксплуатационной колонны и характеристики призабойной зоны; - гидродинамических исследований по снятию профиля приемистости, определению устьевого, забойного и пластового давлений; - лабораторных исследований с периодическими отборами проб нефти и воды. 130 В качестве исходного материала при выборе объектов воздействия могут быть использованы: - карта разработки пласта; - режим работы нагнетательных и добывающих скважин; - сведения о геолого-технических мероприятиях последних лет; - карты остаточных запасов нефти.
Технология СМТФ применяется на участках залежей с терригенными коллекторами с проницаемостью не менее 0,2 мкм , характеризующимися неоднородностью выработки запасов нефти.
Выбираемые под воздействие участки залежи могут иметь элементы площадной, очаговой или рядной систем разработки с типичным проектным расположением скважин, находящихся во взаимодействии друг с другом.
Наряду с вышеперечисленными требованиями выбор объекта или месторождения для реализации данного метода с целью увеличения нефтеотдачи пластов должен быть обоснован лабораторными исследованиями, проведенными на образцах керна с использованием проб пластовых жидкостей (нефть и вода), отобранных из пласта. Лабораторные исследования следует провести на образцах керна из скважин выбранного объекта, где предполагается закачивать суспензии. В каждом случае важно оценить эффективность применения суспензии мела и каолинита на несколько образцах, представительных по отношении к эффективным нефтенасыщенным толщинам. Таким же образом определяются объем оторочки и концентрация суспензии. Образцы, используемые для выполнения исследований, должны быть тщательно подготовлены в соответствии с прилагаемой к данной работе методикой. Пробы нефти и воды должны быть тщательно профильтрованы для исключения возможного влияния присутствующих там других твердых частиц на результаты исследования. Результаты лабораторных исследований должны служить основой испытания технологии.
Вначале технологию следует применять на конкретной скважине, для которой также определяются соответствующие концентрации, объем оторочки и тип закачиваемой суспензии. Это значит, что при расширении области применения СМТФ на несколько скважинах или блоке, суммарный объем закачки и концентрации определяются индивидуально для каждой выбранной скважины в блоке или объекте.
Давление нагнетания жидкости в пласт не должно превышать допустимого на эксплуатационную колонну. В случае роста давления при минимальной скорости закачки процесс приостанавливается, и переходят на нагнетание в пласт воды. После восстановления режима процесс закачки суспензии возобновляется.
Для промышленной реализации технологии, в соответствии с проведенными экспериментами, рекомендуется выбирать преимущественно кварцевые или слабо глинистые песчаники с высоким содержанием кварцевых зерен. При этом важно заметить, что суспензию каолинита лучше всего применять для высокопроницаемых кварцевых коллекторов. Результаты, полученные при проведении лабораторных экспериментов, и опыт внедрения технологии закачки суспензии в пласт позволяют определить некоторые геолого-физические критерии успешного применения технологии. Таблица 4.1 показывает рекомендуемую величину основных параметров, необходимых для применения СМТФ.
В практике нефтедобычи, особенно на последней стадии разработки залежей с применением заводнения, нередко сталкиваются с проблемой снижения приемистости скважин. В большой степени это связано с осаждением на забое скважин частиц, присутствующих в закачиваемой воде. Поэтому для реализации предлагаемой технологии рекомендуется в первую очередь осуществлять предварительную солянокислотную обработку скважины (только в случае низкой приемистости скважины), после которой можно закачивать раствор с мелкодисперсными твердыми частицами.
