СВЧ. Исследование и разработка технологии увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения с применением электромагнитного поля
 Скачать 4.49 Mb.
|
|
№, п/п Показатель Обозначение Ед. измерения Значение 1 Объем насыпной части модели мод см 261,5 2 Объем добавленной нефти н см 73,00 3 Начальная нефтенасыщенность нач дед. 0,80 4 Динамическая вязкость добавленной нефти до обработки μ н 1 мПа·с 2,8 5 Плотность нефти н кг/м 3 852,00 6 Объем добавленной воды в см 100,00 7 Объем вытесненной нефти V выт.н см 29,76 8 Остаточная нефтенасыщенность до обработки Э/М воздействием S ост 1 д.ед. 0,472 9 Коэффициент вытеснения до обработки Э/М воздействием К выт 1 д.ед. 0,41 10 Время Э/М воздействия t э/м мин 10 11 Объем дополнительной нефти V доп.н см 28,02 12 Остаточная нефтенасыщенность после обработки Э/М воздействием S ост 2 д.ед. 0,166 13 Коэффициент вытеснения после обработки Э/М воздействием К выт 2 д.ед. 0,79 14 Коэффициент подвижности на момент окончания фильтрации до обработки Ќ 1 мкм 2 /Па·с 213,00 15 Коэффициент подвижности на момент начала обработки Э/М воздействием Ќ 2 мкм 2 /Па·с 1989,84 На рисунках 2.41 и 2.42 изображены графики объемного расхода нефти дои после начла электромагнитного воздействия соответственно. 82 Рисунок 2.41 – График объемного расхода нефти до включения лабораторной установки Рисунок 2.42 – График объемного расхода нефти после начала электромагнитной обработки Графики изменения подвижности дои после начала электромагнитного воздействия представлены на рисунках 2.43 и 2.44 соответственно. 83 Рисунок 2.43 – График подвижности нефти в зависимости от нефтенасыщенности до начала ЭМ воздействия Рисунок 2.44 – График подвижности нефти от нефтенасыщенности после начала ЭМ воздействия По графикам видно, что после начала проведения электромагнитного воздействия на насыпную модель искусственного керна подвижность нефти увеличилась до 1989,84 мкм 2 /Па·с. Фильтрация нефти возобновилась с начальным средним объемным расходом 0,1 см 3 /с. Выводы. Входе эксперимента № С получен самый высокий конечный коэффициент вытеснения – 0,79 дед. Такой результат является особенностью свойств магнитной жидкости. Исходя из этого, можно сделать 84 вывод, что использование магнитной жидкости в качестве вспомогательного агента при электромагнитной обработке, позволяет существенно повысить нефтеотдачу при тех же энергозатратах. 2.2.6 Итоги проведения экспериментов по электромагнитному воздействию В результате проведения экспериментов по электромагнитному воздействию на насыпную песчаную модель искусственного керна было зарегистрировано снижение критического градиента давления начала фильтрации нефти, повышение коэффициента вытеснения нефти водой в среднем на 37,9 %. Построены зависимости коэффициента подвижности нефти и технического масла от насыщенности керна флюидом при гидравлическом вытеснении и при электромагнитном воздействии. Результаты проведения экспериментов потрем направлениям отражены в таблице 2.7. Таблица 2.7 – Сводная таблица по экспериментам №, п/п Показатель Обозначение Ед. измерения Значение A-1 B-2 С С С 1 Объем насыпной части модели мод см 1500 1500 261,50 261,50 261,50 2 Объем добавленной нефти н см 420 420 73,00 73,00 73,00 3 Начальная нефтенасыщенность нач дед. 0,8 0,8 0,800 0,800 0,800 4 Динамическая вязкость насыщающего флюида ф мПа·с 2,8 2,8 2,80 6,00 2,80 5 Плотность нефти масла) н кг/м 3 852 852 852,00 900,00 852,00 6 Объем добавленной воды в см 200 3000 100,00 100,00 100,00 7 Объем вытесненной нефти V выт.н см 3 Э ле к тр ом аг ни тно е воздействие позволило преодолеть критический градиент начала фильтрации, составляющий 1 П а/ м 265 30,48 25,98 29,76 8 Остаточная нефте- насыщенность до обработки ЭМ воздействием S ост 1 д.ед. 0,295 0,465 0,514 0,472 9 Коэффициент вытеснения до обработки ЭМ воздействием К выт 1 д.ед. 0,631 0,418 0,356 0,408 10 Время ЭМ воздействия t э/м мин 10 10 10 10 85 Продолжение таблицы 2.7 11 Объем дополнительной нефти V доп.н см 110 20,04 9,30 28,02 12 Остаточная нефте- насыщенность после обработки ЭМ воздействием S ост 2 д.ед. 0,086 0,246 0,412 0,166 13 Коэффициент вытеснения после обработки ЭМ воздействием К выт 2 д.ед. 0,893 0,692 0,483 0,792 14 Коэффициент подвижности на момент окончания фильтрации до обработки Ќ 1 мкм 2 /Па·с Увеличение коэффициента вытеснения в среднем на 3 7, 9% 213,45 210,64 213,00 15 Коэффициент подвижности после начала обработки ЭМ воздействием Ќ 2 мкм 2 /Па·с 1285,92 986,72 1989,84 16 Увеличение коэффициента вытеснения ((К выт2 - К выт1 )/К выт1 )*100 % 65,75 35,80 94,15 17 Увеличение подвижности Ќ 2 /Ќ 1 - Враз Враз Враз Наилучших показателей вытеснения и увеличения подвижности нефти удалось получить при использовании магнитной жидкости в качестве вспомогательного насыщающего агента. Наблюдалось увеличение коэффициента подвижности нефти враз, повышение коэффициента вытеснения на 94,15 % относительно К выт 1 , полученного при поршневом вытеснении. Гистограммы коэффициентов вытеснения по направлению исследований С приведены на рисунке 2.45. 86 Рисунок 2.45 – Коэффициент вытеснения, установленный в третьей группе экспериментов. На верхней гистограмме отражен коэффициент вытеснения, полученный по окончании гидравлического вытеснения, на нижней – коэффициент, полученный после электромагнитного воздействия. Также входе проведения экспериментов установлена зависимость объемного расхода от силы электрического тока в электротехнической части установки (рисунок 2.46). Рисунок 2.46 – Зависимость объемного расхода нефти от силы тока в электротехнической части лабораторной установки 2.3 Расчет глубины проникновения электромагнитного излучения в породу коллектора 87 Глубина проникновения электромагнитных волн в пласт зависит от частоты поля и характеристик среды [44,100,101]. Глубина выражается следующей формулой , (2.10) где L – глубина проникновения электромагнитных волн в породу (м – циклическая частота электромагнитных колебаний (Гц – здесь магнитная проницаемость среды (Гн/м); – удельная электропроводность среды [(ом·м) -1 ]. Циклическая частота равняется , (2.11) где f – частота электромагнитных колебаний (Гц. Таким образом, видно, что чем большей электропроводностью обладает пласт, тем меньше будет глубина проникновения электромагнитного поля [38]. Величина, обратная электропроводности, называется удельным электрическим сопротивлением , (2.12) измеряется эта величина в Ом·м. Удельное электрическое сопротивление горной породы варьируется в зависимости от пористости, влажности, процентного содержания и свойств минералов. Сильнопористые породы подвержены влиянию минерализованных растворов, так каких удельная электропроводность намного выше, чему воды. Кроме того, следует отметить, что с ростом температуры удельная электропроводность воды, а следовательно и водонасыщенных пород, возрастает [87]. Нефть же, в отличие отводы, обладает высокими показателями электрического сопротивления. Поэтому нефтенасыщенная порода обладает низкими значениями удельной электрической проводимости. Таким образом, 88 проникновение электромагнитных волн в нефтенасыщенный коллектор будет происходить на расстояния, глубже, чем в другие коллектора [27]. Когда на пути электромагнитной волны встречается среда с высокой электропроводностью и высокой магнитной проницаемостью, в ней появляются вихревые токи, вызванные изменяющимся во времени электромагнитным полем. Свойства этого вихревого тока зависят от удельной электропроводности породы и частоты колебаний поля. Вихревой ток же, в свою очередь, вызывает появление магнитного поля, которое распространяется в направлении, противоположном движению генерируемого первичного поля. Таким образом, эти вихревые токи препятствуют продвижению электромагнитных волн в пласт, переводя их энергию во встречно-направленную электромагнитную волну. Первичная же волна постепенно затухает. С проникновением в пласт и постепенным ослабеванием электромагнитной волны, ослабевают и вихревые токи. Следовательно, ослабевает и вторичная электромагнитная волна. Этот процесс называется скин-эффектом, а глубина проникновения электромагнитного поля в породу – скин-слоем. Эта глубина, на которой амплитуда электромагнитного поля составляете от ее первоначальной величины. Относительная магнитная проницаемость насыщенных песчаников составляет приблизительно 1 Гн/м. Большинство горных пород, за исключением ферромагнетиков, имеют такую магнитную проницаемость. Магнитная постоянная Гн/м. Тогда глубина проникновения магнитного поля в коллектор будет 89 Выводы по разделу 2 1. Для экспериментального выявления влияния электромагнитного воздействия на нефтенасыщенный коллектор разработана лабораторная установка, которая позволяет создавать электромагнитное поле, частота которого составляет 1094 кГц, напряжение на выходе достигает 1000 кВ. В основе установки лежит принцип резонансного трансформатора на воздушном сердечнике. Конструкция установки позволяет изменять частоту электромагнитных волн. 2. Для проведения экспериментов были изготовлены 2 насыпных модели искусственного песчаного керна. Пористость моделей – 35 %, абсолютная проницаемость 0,5 Д. Первая модель имеет объем 1500 см, вторая – 261,5 см 3. Эксперименты проводились потрем направлениям A. Поиск критического градиента давления начала фильтрации и оценка влияния электромагнитного воздействия на его преодоление B. Влияние электромагнитного воздействия на увеличение коэффициента вытеснения C. Влияние электромагнитного воздействия на подвижность насыщающего флюида 4. В результате проведения экспериментов найден критический градиент давления начала фильтрации нефти для первой модели насыпного керна, который составил 9656,61 Па/м, и был преодолен при обработке искусственного керна электромагнитным воздействием. При ЭМ воздействии наблюдалось увеличение коэффициента вытеснения нефти в среднем на 41,5 %, относительно поршневого вытеснения водой. Подвижность насыщающего флюида возрастала при обработке ЭМ воздействием враз без использования вспомогательных агентов вытеснения ив раза с использованием магнитной жидкости. При 90 использовании технического масла в качестве насыщающего флюида получены самые низкие показатели вытеснения, подвижность возросла враз. Эффект повышения подвижности нефти связан со снижением Ван- дер-ваальсовых сил, что выражается в уменьшении поверхностного натяжения на границах раздела фаз. Электромагнитное поле, взаимодействуя с пластовыми жидкостями, приводит к появлению дополнительных градиентов давления. Эти явления возникают из-за появления колебаний молекул углеводорода в области электромагнитного поля высокой частоты. Это способствует дополнительному извлечению пленочной и капиллярно- связанной нефти, что ведет к повышению коэффициента вытеснения. 6. Выявлено, что глубина воздействия электромагнитных волн рассматриваемой частоты на продуктивный пласт составляет не менее 480 м. 7. Положительные результаты проведения экспериментов позволяют сделать вывод об эффективности электромагнитного воздействия на нефтенасыщенный коллектор с целью извлечения дополнительных углеводородов. Для оценки практической эффективности исследований были смоделированы процессы разработки месторождения с применением ЭМ воздействия. Расчеты и модели описаны в третьей части данной работы. 91 3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ Входе проведения экспериментов по повышению извлечения нефти из модели насыпного искусственного керна с применением электромагнитного воздействия были получены положительные результаты. Наибольших показателей удалось добиться, используя в качестве вспомогательного агента вытеснения – магнитную жидкость. Являясь токопроводящей и сильно поляризующейся в магнитном поле средой, магнитная жидкость может обеспечить максимальный эффект от электромагнитного воздействия высокой частоты и напряжения на коллектор углеводородов. Положительные результаты свидетельствуют о целесообразности проведения промышленных испытаний и дальнейшем применении метода для добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Для оценки эффективности проведения мероприятий по электромагнитному воздействию на продуктивные пласты были проведены расчеты разработки реальных месторождений с различными геолого- физическими характеристиками коллекторов и насыщающих флюидов. 3.1 Моделирование разработки Андреевского месторождения с применением электромагнитного воздействия 3.1.1 Краткая характеристика Андреевского месторождения Моделирование осуществлялось в программном комплексе “Tempest”. Целью моделирования является сравнение прогнозов добычи нефти к 2061 году с применением и без применения электромагнитного воздействия на коллектор в области одной нагнетательной и добывающей скважины. На сегодняшний день на территории лицензионного участка эксплуатируется 8 скважин, 5 из которых – в пределах контура нефтеносности. 92 Пласт П 3 Отложения пласта П, по материалам сейсморазведочных работ, картируются практически по всей площади месторождения (рисунок 3.1). В отложениях пласта выявлена одна нефтяная залежь, в коллекторах которой сосредоточены основные запасы нефти месторождения (86 %). Рисунок 3.1. – Андреевское месторождение. Карта нефтенасыщенных толщин пласта П 3 Залежь ограничена изогипсой условного ВНК, принятого на абсолютной отметке - 1631.0 м. Залежь по типу пластово-сводовая, размеры 3.9÷4.8×4.3 км, высота залежи - 51 м. На Андреевском месторождении образования Коры Выветривания (КВ) рисунок 3.2) развиты не повсеместно. Нефтенасыщенные породы коры выветривания приурочены к верхней части разреза, представленной выветрелыми и разуплотненными породами палеозойского фундамента, коллекторы пласта порово-трещинно-кавернозного типа. Залежь ограничена изогипсой условного ВНК и частично с запада и востока - зоной отсутствия коллекторов. 93 ВНК принят на абсолютной отметке -1634.2 м. Залежь по типу пластовая стратиграфически экранированная, размеры 3.4×0.6÷3.6 км, высота залежи около 34 м. Рисунок 3.2 – Структурная карта по продуктивной кровле КВ Андреевского месторождения Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Андреевского месторождения приведена ниже в таблицах 3.1, 3.2. Ниже приведены результаты исследований морфологической сложности и неоднородности разреза продуктивных пластов Андреевского месторождения. Таблица 3.1 – Литолого-физическая характеристика пласта П 3 Андреевского месторождения Параметр Наименование Пласт в целом 1 2 3 Общая толщинам Среднее значение 6.4 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 6 до 7 94 Продолжение Таблицы 3.1. 1 2 3 Эффективная толщинам Среднее значение 1.4 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 0.6 до 2.0 Эффективная нефтенасыщен ная толщинам Среднее значение 1.4 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 0.6 до 2.0 Коэффициент песчанистости, доли ед. Среднее значение 0.27 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 0.15 до 0.40 Расчлененность, ед. Среднее значение 3.0 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 1 до 5 Все песчаные пропластки, слагающие разрез пласта, имеют толщину не превышающую 1 м, что указывает на тонкослоистый тип разреза. Таблица 3.2 – Литолого-физическая характеристика пласта КВ Андреевского месторождения Параметр Наименование Пласт в целом 1 2 3 Общая толщинам Среднее значение 8.0 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 6.0 до 10.0 95 Продолжение Таблицы 3.2. 1 2 3 Эффективная толщинам Среднее значение 2.4 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 1.6 до 3.2 Эффективная нефтенасыщен ная толщинам Среднее значение 0.9 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 0.8 до 1.0 Коэффициент песчанистости, доли ед. Среднее значение 0.61 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 0.32 до 0.89 Расчлененность, ед. Среднее значение 3.0 Коэффициент вариации, дед Интервал изменениям от 2.0 до 4.0 Общая толщина пласта КВ изменяется в пределах от 3 м дом, в среднем – 6,3 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 0,9 м, песчанистость 0,89 дед. Среднее значение коэффициента расчлененности – 3. Все песчаные пропластки, слагающие продуктивный разрез образований КВ, имеют толщину не превышающую 1 мВ разрезе месторождения выделяются пластово-сводовые, литологически и тектонически экранированные залежи нефти, установленные в пластах Пи КВ. На 1.01.2011 года на Государственном балансе РФ по Андреевскому месторождению числятся начальные геологические - 2 050 тыс.т по пластам П – геологические – 1 769 тыс.т (86 %); КВ – геологические – 281 тыс.т (14 %); 96 Свойства флюидов Андреевского месторождения в пластовых и поверхностных условиях представлены в следующей таблице 3.3. Таблица 3.3 – Свойства пластовых флюидов Андреевского месторождения Параметр П 3 КВ 1. Свойства пластовой нефти 2. Давление пластовое, МПа 17.3 17.4 3. Температура пластовая, С 76 - 4. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа∙с 6.45 8.2 5. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м 3 862 830 6. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа∙с: при 20 С 26.3 при 40 С 6.33 7. Температура застывания дегазированной нефти, С 7 - 8. Массовое содержание, % серы 0.58 0.52 смол + асфальтенов 8.06 9.5 парафинов 11.4 - 9. Температура начала кипения, С 69 10. Фракционный состав объемное содержание выкипающих, % до 100 С 4 5 до 150 С 12 14 до 200 С 21 24 до 250 С 22 36 до 300 С 23 47 11. Количество исследованных поверхностных проб скважин) 1 4 Изданных таблицы следует, что нефть пласта Пи образований КВ можно отнести к нефтям с повышенной вязкостью. При температуре пласта 97 равной 76 С динамическая вязкость нефти пласта П составляет 6,45 мПа·с, а по образованиям КВ – 8,2 мПа·с. Эффект повышения подвижности от электромагнитного воздействия может положительно отразиться на результатах моделирования разработки месторождения. Модель Андреевского месторождения содержит ячейки, имеющие размеры в плоскости X-Y равные 100 метрам. Средняя толщина слоев – 0,2 метра, так как коллектора месторождения характеризуются малыми толщинами (≈ 0,4 м. Структурный каркас модели и карты по кровле продуктивных пластов представлены на рисунках 3.3, 3.4. Размеры и количество ячеек модели представлены в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Параметры геологической и гидродинамической модели Андреевского месторождения Пласт Модель Размерность Размер по X×Y×Z Общее число узлов модели Число активных ячеек модели П 3 ГДМ 72x61x85 373320 50008 ГМ 72x61x85 373320 - КВ ГДМ 72x61x43 188856 18494 ГМ 72x61x43 188856 - Рисунок 3.3 – Структурные каркасы пластов П, КВ 98 Рисунок 3.4 – Структурные каркасы по кровле пластов П, КВ Для построения куба нефтенасыщенности была использована карта ВНК. При моделировании учитывались только те участки пласта, в которых Кн принимает значение выше граничного 0,25 де. Кубы по пластам Пи КВ строились по зависимости “нефтенасыщенность” от высоты над ВНК. Среднее значение нефтенасыщенности по кубу для пласта П составляет 0.65 доли ед КВ – 0.50 доли ед. Уровни ВНК приняты по пласту П на отметке - 1631 м, по пласту КВ на отметке -1634.2 м Кубы начальной нефтенасыщенности приведены на рисунке 3.5. Рисунок 3.5 – Куб начальной нефтенасыщенности по пласту Пи образованиям КВ Андреевского месторождения На Андреевском месторождение отсутствуют газовые шапки, поэтому расчет производился по варианту двухфазной фильтрационной модели нелетучей нефти. |