Дипломный проект. методичка самост. Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
, а вторые фильтруются в пористую среду и отверждаются во всем объеме. 52 1.4.8. Нарушения обсадных колонн и цементного кольца Основная причина нарушения обсадных колонн — коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль об- разующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина — 1 м. Иногда негерме- тичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб. Основной причиной негерметичности цементного кольца — низкое каче- ство цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено примене- нием нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с за- вышенными водоцементными отношениями. Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляцион- ных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта или интервал специально создан- ных отверстий. При этом возможно использование извлекаемого или неизвле- каемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20 - 40 м выше кровли перфори- рованного пласта, а изоляционный материал задавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве. Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополни- тельную колонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки зака- чиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне. 1.4.9. Отключение отдельных пластов Отключение отдельных пластов может быть достигнуто созданием в от- ключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установ- кой «летучек» —перекрытием интервала отключаемого пласта трубой меньше- го диаметра с последующим цементированием или продольно-гофрированным патрубком, спуском пакера, а нижних пластов — еще созданием забойной пробки (непроницаемого моста). При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подош- вы отключаемого пласта создают в колонне искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые, резинометаллические, дере- вянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящегопотокане более 4 м/с. Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9. В случае слоистого строения пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» водой и применять соответ- ствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерме- тичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пла- 53 стах необходимо создание искусственных экранов-блокад, либо закачкой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампони- рующих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта. 1.4.10. Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато- пористых пластах Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроницаемым трещинам. Малоэффектив- ными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что со- провождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффек- тивно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих со- ставов на основе ПАА. Наиболее эффективно применение суспензий гранулированных тампони- рующих материалов. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработа- ны технологии ограничения притока воды с использованием гранулированного магния (размером 0,5—1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента . Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48—60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой. Воз- можно создание также забойных пробок (мостов). Высокой эффективностью характеризуется также использование суспен- зий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц, широкой фракции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников СевКавНИПИнефти в суспензию дополнительно вводят частицы полу ВОДНОГО гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизоли- рующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть подо- браны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характе- ристикой. 1.4.11. Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин су- щественно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых тре- щин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещи- 54 нам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин. Ра- боты считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в дру- гие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соот- ветствует раскрытости трещин. Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразу- ющие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают там тампон, а также за- иливают поры пористых блоков. Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетательную и добыва- ющую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при нали- чии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнета- тельной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковремен- ный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные сква- жины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта. 1.5. Группа комбинированных методов Комбинированные технологии, основанные на сочетании теплового и хи- мического воздействия на пласт, в последнее время находят всё более широкое применение в мировой практике. К числу таких технологий относятся: - термополимерное заводнение; - термощелочное воздействие; - закачка пара с растворителем; - парогазовое воздействие; - комбинация теплового воздействия с внутрипластовой генерацией химреагентов и др. 1.5.1.Комбинация теплового воздействия с закачкой растворителя Известно, что при вытеснении высоковязкой нефти паром механизм сме- шивающегося вытеснения проявляется крайне слабо. Для повышения роли это- го механизма перед нагнетанием или в процессе нагнетания пара в пласт вводят некоторое количество растворителя. Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от объёма отбора жидкости из пласта в долях порового объёма для опытов с одинаковым разме- ром зоны смеси, но с различной концентрацией растворителя в смеси. Для со- поставления приведена аналогичная зависимость для вытеснения «чистой» (без 55 растворителя) нефти паром. В результате анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что существует некоторая оптимальная концентрация растворителя в смеси, дальнейшее увеличение которой при одинаковом размере зоны смеси приводит к преждевременному прорыву смеси на выходе из модели. Излишек растворителя не успевает перемешиваться с исходной нефтью и создаёт в пласте каналы, по которым в дальнейшем фильтруется конденсат па- ра. Об этом свидетельствует снижение темпа роста коэффициента вытеснения в опыте №3, где величина концентрации растворителя в смеси, видимо, была близка к оптимальной. В результате обработки полученных экспериментальных зависимостей установлено, что наибольший прирост коэффициента вытеснения наблюдается при увеличении размера зоны смеси до 0,12-0,15 от длины модели пласта при оптимальной концентрации растворителя в смеси около 30%. В этом же интер- вале резко снижается соотношение вязкостей нефти и смеси нефти с раствори- телем, что является определяющим фактором для предупреждения преждевре- менного прорыва растворителя и повышения эффективности процесса. При этом, как показали исследования, нет необходимости в создании ото- рочки растворителя больших размеров. Исследования показали, что, например, для достижения коэффициента вытеснения 0,7 в случае применения оторочки растворителя в размере 0,05 от порового объёма пласта объём оторочки пара составляет 0,45 от длины модели пласта, а без оторочки растворителя – 0,8, т. е. почти вдвое больше. С учётом экономических критериев рекомендуемый размер оторочки раство- рителя, предшествующий закачке в пласт пара – 0,05-0,1 от порового объёма пласта. На основании проведённых исследований сделаны следующие выводы: 1. Закачка в пермокарбоновую залежь Усинского месторождения оторочек растворителя, перемещаемых водой различной температуры, позволяет значитель- но повысить нефтеотдачу пласта по сравнению с холодным заводнением. 2. Обработка скважин растворителями не приводит к росту нефтеотда- чи, но позволяет повысить темп отбора нефти из залежи при естественном ре- жиме разработки. 3. Закачка оторочки растворителя перед закачкой в пласт теплоносите- лей способствует значительному увеличению нефтеотдачи и темпов отбора нефти. 4. Закачка растворителя в пласт может использоваться как метод регу- лирования процесса теплового воздействия, который рекомендуется применять для обработки нереагирующих добывающих скважин и нагнетательных сква- жин с низкой приёмистостью с целью снижения фильтрационных сопротивле- ний призабойных зон. В приложении 2 к настоящему разделу излагается опыт применения рас- творителей для увеличения нефтеотдачи на пермокарбоновой залежи Усинско- го месторождения. Изучение этого опыта следует рассматривать, как практиче- ское занятие. 56 1.5.2.Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с за- качкой газа Одним из недостатков насыщенного водяного пара, как теплоносителя, является резкое сокращение его объёма при конденсации пара по мере движе- ния его по пласту. Для устранения этого недостатка к нагнетаемому пару до- бавляются неконденсирующиеся газы – азот, воздух, метан и др. Добавление газа приводит к изменению относительной проницаемости, способствует под- держанию давления, а также в известных случаях воздействует на саму нефть в результате растворения и химических реакций газа с её фракциями. Для одновременного нагнетания в пласт пара и продуктов сгорания раз- работаны специальные парогазогенераторы. На вход в парогазогенератор газ и вода подаются соответственно компрессором и насосом. В комплект установки входят камера сгорания высокого давления и испаритель, в котором из воды при её непосредственном контакте с продуктами сгорания образуется пар. При использовании глубинных парогазогенераторов высокого давления (глубинных парогазогенераторов) предусматривают нагнетание в пласт смеси водяного па- ра и газообразных продуктов сгорания. В этом случае отношение газ- пар зави- сит от стехиометрии реакции. Так, для получения 1 т пара сухостью 80% с эн- тальпией 570 ккал/кг (беря за исходную температуру окружающей среды) тре- буется 63 кг топлива, теплота сгорания которого не ниже 9 500 ккал/кг при тепловом КПД 95%. Для снижения этого значения следует или комбинировать нагнетание чистого пара и парогазовой смеси, или использовать в качестве окислителя кислород либо обогащённый кислородом воздух. Для повышения нефтеотдачи месторождений очень вязкой нефти пред- ложено нагнетать совместно с паром метан (или природный газ), двуокись уг- лерода или воздух. В лабораторных условиях исследовался эффект подачи в пласт во время цикла паротеплового воздействия небольших порций воздуха, метана или двуокиси углерода. Рост извлечения нефти при нагнетании газа (при отношении газ-пар, рав- ном 3,6 м3/т) приходился на момент, когда уровень добычи из данного место- рождения становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана. Одним из эффективных механизмов при нагнета- нии газа является ускоренное продвижении пара в зону горячей воды, что при- водит к интенсификации прогрева пласта при одинаковом количестве введён- ного в пласт тепла по сравнению с закачкой одного пара. Необходимо отметить, что добавление газа к закачиваемому теплоноси- телю может привести и к негативным последствиям: из-за большой разницы в значениях вязкости газа и жидкости возможны опережающие прорывы газа по высокопроницаемым зонам. 1.5.3.Закачка в пласт пара с пенообразующими добавками Для предотвращения преждевременных прорывов пара по высокопрони- цаемым каналам в пласт вместе с паром закачивают термостойкие пенообразу- ющие ПАВ. С целью выбора эффективных термостойких пенных систем для 57 изоляции высокопроницаемых зон пласта проведены экспериментальные ис- следования различных пенных композиций для условий Усинского и Ярегского месторождений и определены оптимальные составы пен для применения в промысловых условиях. В качестве пенообразующих ПАВ нами были исследо- ваны талловое масло (побочный продукт Сыктывкарского ЛПК), талловое мы- ло и ДС-РАС. Эти реагенты характеризуются достаточной термостойкостью. Стабилизирующими добавками в пенных растворах служили карбоксиметил- целлюлоза (КМЦ), метасиликат натрия, карбонат натрия. В качестве электроли- тов использовали хлористый кальций и бишофит. В процессе исследований выбраны наиболее перспективные композиции следующего состава: - талловое мыло – 2,0% - метасиликат натрия – 4,0% - КМЦ или хлористый кальций – 2,0% С целью выравнивания теплового фронта путём временной блокировки зон прорыва пара на опытном участке ОПУ-1 Лыаёльской площади Ярегского месторождения был проведён эксперимент по закачке в скв. №45 пенной си- стемы, подобранной в процессе лабораторных исследований и состоящей из таллового мыла, метасиликата натрия и бишофита. Соотношение компонентов пенной системы: таллового мыла – 6%, метасиликата натрия – 3%, бишофита – 1,5%. В скв. №45 было закачано 1500 л таллового мыла, состоящего из 300 л таллового масла, 30 кг технической соды и 1170 л воды, 800 кг метасиликата натрия и 300 кг бишофита. Закачка пенной системы была произведена агрега- том ЦА-320М в 7 приёмов. Начиная со второй порции, одновременно с закач- кой раствора в скважину, подавался сжатый воздух с расходом около 3 м3/мин. В процессе закачки пенной системы давление на устье скважины возросло с 0,5-1,0 до 2,5-5,0 МПа. Это свидетельствует о том, что приёмистость скважины в результате блокировки зон высокой проницаемости уменьшилась примерно в 3 раза. После закачки пенной системы скважину ввели под закачку пара с дав- лением нагнетания 3,0 МПа. Лишь спустя три месяца после начала закачки пара начался резкий рост добычи нефти. Следует отметить, что в результате пеноблокировки произошло благоприятное перерас- пределение фильтрационных потоков в пласте. Впер- вые была зафиксирована реакция добывающих скважин 49 и 55, которые ранее не реагировали. В июле значительно улучшилась работа скв. 41. В результате этого добыча нефти по элементу 45 в июле возросла в 3- 4 раза. В августе добыча нефти по элементу начала снижаться. Можно предполагать, что к этому времени пенный состав окончательно разрушился, что привело к ухудшению работы скв. №№49 и 55. Дополнительная добыча нефти составила 155 т. Таким образом, на основании проведённых экспериментальных работ по временной пеноблокировке высокопроницаемых зон пласта по скв. №45, можно сделать следующие выводы: 1. Регулирование процесса теплового воздействия путём временной 58 блокировки выработанных зон пласта пенными системами приводит к времен- ному эффекту, который продолжается до 3-4 месяцев. В дальнейшем роза фильтрационных потоков восстанавливается и для выравнивания теплового фронта необходима повторная блокировка выработанных зон. 2. Для повышения эффективности регулирования процесса теплового воздействия целесообразно применять более стабильные составы (например, гелеобразующие). На месторождении Мидуэй-Сансет в Калифорнии паровые пены исполь- зуются при пароциклических обработках скважин десятки лет. Данным мето- дом обработано тысячи скважин. В качестве ПАВ используются окси- алкили- рованные амины, которые стабильны при температуре до 260°С. Эти ПАВ дей- ствуют не только как отклонители, способствуя увеличению охвата пласта па- ром, но и как реагенты, снижающие межфазное натяжение. К недостаткам пенных систем относятся их недостаточная стабильность, а также необходимость для генерации пенных систем в течение длительного време- ни закачивать в пласт пенообразующие агенты совместно с газовой фазой. Кроме того, состав включает большое количество реагентов (не менее трёх). 1.5.4.Комбинированные технологии теплового воздействия с внутри- пла- стовой генерацией химических реагентов К основным факторам, повышающим эффективность тепловых методов при их сочетании с химическими, относятся: - снижение поверхностного натяжения на границе раздела вытесняемой и вытесняющей фаз и улучшение смачиваемости поверхности породы водой; - разложение химических реагентов под влиянием температуры с обра- зованием газов и других веществ, повышающих эффективность вытеснения; - образование водо-, газонефтяных эмульсий или пенных систем в зонах повышенной проницаемости, что способствует выравниванию фронта вытесне- ния и повышает охват неоднородных пластов процессом нефтеизвлечения. Значительный интерес представляет использование химических соедине- ний, которые разлагаются в пласте при повышенных температурах с образова- нием химреагентов, повышающих эффективность извлечения нефти при тепло- вых методах воздействия на пласт. Одним из перспективных направлений совершенствования технологии теплового воздействия является использование группы азотсодержащих соеди- нений (карбамида, нитрит натрия, углеаммонийных солей, углеаммиаката и др.), которые характеризуются следующими благоприятными свойствами: - при повышенных температурах (до 60-150°С) разлагаются с образова- нием газов (CO 2 , NO) и щелочных растворов (NH 4 OH), положительно влияю- щих на процесс нефтеизвлечения; - азотсодержащие соединения (АС) являются продуктами крупнотон- нажного производства и имеют относительно невысокую стоимость; - взрыво-, пожаробезопасны, нетоксичны или слаботоксичны, обладают умеренной коррозийной активностью. С целью оценки эффективности применения азотсодержащих химреаген- 59 тов для воздействия на пласты Ярегского и пермокарбоновой залежи Усинского месторождений и выбора наиболее эффективных из них проведены экспери- ментальные исследования на специальной лабораторной установке. Рассмотренные АС обладают широким спектром свойств и поэтому по- разному воздействуют на пластовую систему. Из большой группы АС широко известны только исследования эффек- тивности применения карбамида. В то же время исследования по применению других АС, обладающих новыми свойствами, представляют значительный ин- терес, так как некоторые из них, например, углеаммонийные соли и др. могут разлагаться при значительно меньших температурах, чем карбамид. 1.5.5.Характеристика азотсодержащих соединений, используемых в экс- периментах Карбамид (мочевина) – удобрение, представляет собой кристаллическое вещество без запаха, хорошо растворяется в воде. Взрывопожаробезопасен, не- токсичен, коррозийно не активен. При температуре 150 оС разлагается: CO NH2 2 + H2O = 2NH3+ CO2 . В щелочной среде разложение карбамида происходит при температуре около 100°С. При температуре 25°С в 100 г воды растворяется 119,3 г карбами- да. Выделяющиеся в результате реакции углекислый газ и аммиак растворяют- ся в воде и нефти. В результате перед фронтом закачиваемого теплоносителя в пласте перемещаются оторочки углекислого газа и гидроокиси аммония. При этом происходит комбинированное воздействие на пласт теплом, углекислым газом и щелочным раствором гидроокиси аммония. При разложении 1 т карба- мида выделяется 746,6 м3 аммиака и 373,3 м3 углекислого газа. Выделяющиеся аммиак и углекислый газ одновременно выполняют роль трассирующих веществ, что позволяет контролировать характер распростране- ния в пласте закачиваемых агентов. Углеаммонийные соли – побочный продукт производства азотных удоб- рений, представляют собой смесь различных карбонатов аммония, в основном, двууглекислого аммония (75-88%) и углекислого аммония (6-12%). Углеаммонийные соли – кристаллы белого, серого и розового цвета, они не образуют токсичных соединений в воздушной среде и сточных водах в при- сутствии других веществ. При нагревании углеаммонийных солей до темпера- туры свыше 70°С они разлагаются: NH4 2 CO3+ H2O = 2NH4OH + CO2 ; NH4HCO3 H2O NH4OH H2CO3 ; H2CO3 H2O H2O CO2 . Механизм воздействия на пласт включает те же факторы, что и при за- качке карбамида. При разложении 1 т (NH 4 ) 2 CO 3 выделяется 233 л CO 2 , а 1 т NH 4 HCO 3 – 283 л CO 2 Углеаммиакаты – побочный продукт производства азотных удобрений. 60 Углеаммиакаты – раствор карбамида и карбоната аммония в аммиачной воде, полученной из полупродуктов синтеза карбамида. Это прозрачная зеленовато- серая или коричневая жидкость без кристаллов. Углеаммиакаты обладают уме- ренной коррозионной активностью. Поскольку углеаммиакаты в основном состоят из карбамида и углеаммо- нийной соли, механизм их воздействия при закачке в прогретый пласт включает те же факторы. Нитрит аммония представляет собой прозрачную жидкость. При закачке в прогретый пласт водный раствор нитрита аммония разлагается при темпера- туре свыше 70°С: NH4NO2 3 2. В дальнейшем азотистая кислота, являясь неустойчивым соединением, разлагается по формуле: 3HNO2 3 2O. При этом азотная кислота реагирует с карбонатной породой: CaCO2 2HNO3 Ca(NO3)2 CO2 H2O. Таким образом, при закачке в прогретый пласт раствора нитрита аммония действуют следующие факторы, повышающие эффективность нефтеизвлече- ния: образуется значительное количество газов (окиси азота и углекислого газа) и увеличивается проницаемость коллекторов в результате растворения породы азотной кислотой. Одним из механизмов, направленных на повышение нефтеотдачи при за- качке практически всех азотсодержащих соединений (АС) в пласт, подвергну- тый тепловому воздействию, является образование в пласте диоксида углерода, который характеризуется следующими свойствами: - хорошо растворяется в нефти и уменьшает её вязкость; при растворе- нии CO 2 в нефти её объём увеличивается и, следовательно, повышается коэф- фициент вытеснения нефти; - при растворении CO 2 в пластовой воде повышается её вязкость; - снижается межфазное натяжение на границе нефть – вода и улучша- ется смачиваемость породы водой, что также способствует росту коэффици- ента вытеснения. При температуре пласта выше критической (для CO 2 – 31оС) диоксид уг- лерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. При темпе- ратуре 25°С (начальная температура в пермокарбоновой залежи) CO 2 находится в газообразном состоянии при пластовом давлении менее 7,0 МПа, при боль- шем давлении он переходит в жидкость. Закачка в пласт CO2 является одним из перспективных и широко применяемых в мировой практике методов повыше- ния нефтеотдачи. Если же учесть, что при разложении АС, кроме CO 2 , образуются щелоч- ные растворы, также повышающие эффективность вытеснения нефти, можно предполагать, что периодическая закачка в прогретый пласт АС может дать значительный эффект. 61 Использование нитрата натрия, разлагающегося с выделением азота, пло- хо растворимого в жидкости, позволяет создать в пласте стабильную газовую фазу и повысить эффективность вытеснения нефти, а также ускорить продви- жение вытесняющего агента по пласту, что особенно важно при разработке за- лежей, содержащих аномально вязкую нефть для установления взаимодействия между скважинами по нефтяному пласту. 1.5.6.Лабораторные исследования вытеснения нефти растворами азотсо- держащих соединений Задачами лабораторных исследований являются определение влияния концентрации азотсодержащих соединений на коэффициент нефтеизвлечения, выбор наиболее эффективного реагента, оценка оптимальных параметров веде- ния процесса. Применяемая в опытах нефть Ярегского месторождения имеет вязкость – 12 000 мПа · с, плотность – 0,936 г/см3, содержит силикагелевых смол 29% и асфальтенов 3,7%. Усинская нефть характеризуется вязкостью 710 мПа · с, плотностью 0,942 г/см3, содержанием силикагелевых смол 18,6% и асфаль- тенов 11,3%, давление насыщения – 7,7 МПа. Механизм комбинированного воздействия начинает действовать при раз- ложении большинства азотсодержащих реагентов в пластовых условиях при температуре свыше 100°С. Однако интерес также представляет изучение эф- фективности вытеснения нефти при более низких температурах пласта (ниже температуры разложения АС). В связи с этим нами рассматривалось гидроди- намическое вытеснение нефти на модели пласта при температурах 20-100°С. Нефть из образцов керна вытеснялась первоначально водой, а затем проводи- лось довытеснение нефти растворами азотсодержащих реагентов при тех же температурах. При довытеснении остаточной нефти из образцов Ярегского ме- сторождения при Т = 20°С азотсодержащими реагентами эффект не получен. Результаты исследований процесса гидродинамического вытеснения нефти из нефтенасыщенных образцов Ярегского месторождения при температуре 70°С представлены в таблице 5.1. При вытеснении нефти из образцов керна водой при Т = 70°С коэффициент вытеснения увеличивался до 30-60% в зависимости от коллекторских свойств образцов. Значительный рост коэффициента вытес- нения (до 50-70%) наблюдается при довытеснении остаточной нефти химреа- гентами при той же температуре 70°С. 62 Таблица 5.1 – Результаты опытов по вытеснению высоковязкой нефти водой с последующим довытеснением азотсо- держащими реагентами из образцов керна Ярегского месторождения № п/ п № скважины, № образца Коэффициент открытой пористости, Кп, % Коэффициен т проницаемос ти, Кх, 10 - 15 м 2 Нефтеотдача при вытеснении нефти водой при Т = 70°С Нефтеотдача при довытесне- нии нефти хи- мическим реагентом при Т = 70°С Состав химического реагента 1 скв.734, № 45 20,53 10,68 29,2 1 57,30 2% р-р NaNO2 2 № 43 18,71 11,31 34,9 5 44,28 2% р-р углеаммиаката 3 скв.740, № 59 18,67 20,49 29,3 0 52,23 4% р-р углеаммонийной соли 4 № 55 23,59 292,31 36,6 0 51,66 0,5 р-р NaNO2 5 № 67 29,09 1280,2 4 66,1 3 71,28 0,25 р-р NaNO2 6 № 74 27,99 1514,2 5 49,7 0 60,68 1% р-р NaNO2 7 скв.734, № 30 31,21 1707,1 2 53,9 5 66,17 2% р-р углеаммонийной соли 8 скв.740, № 63 32,29 3162,0 4 58,7 9 73,93 1% р-р NaNO2 9 скв.734, № 32 36,46 4298,9 1 46,2 4 64,07 -- 92 63 На основании лабораторных исследований можно рекомендовать для до- вытеснения нефти из прогретого пласта Ярегского месторождения на поздней стадии теплового воздействия использование растворов нитрита натрия или уг- леаммонийной соли концентрацией до 2%. Результаты исследований процесса гидродинамического вытеснения нефти на модели пласта пермокарбоновой залежи Усинского месторождения показали, что наибольший эффект достигается при использовании в качестве вытесняющего агента 1%-го раствора углеаммиакатов (табл. 5.1). В этом случае коэффициент вытеснения нефти при Т = 100°С достигает 54,5%. Подобный эффект будет наблюдаться и при закачке в пласт карбамида, так как он является основной составляющей углеаммиакатов. Важно отметить, что применение углеаммиакатов при холодном заводнении (при температуре 25°С) позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения на 10-15 пунктов (см. табл. 5.2). В связи с этим можно рекомендовать закачку 1%-го раствора углеаммиакатов (либо кар- бамида) на участках, разрабатываемых на естественном упруговодонапорном режиме. Таблица 5.2 – Влияние добавок химреагентов на вытеснение нефти из карбона нефтенасыщенных образцов пермокарбоновой залежи Усинского ме- сторождения № п/п Раство р Температура, °С Нефтеотдача, % 1 Вода 25 19, 0 2 Вода 10 0 46, 0 3 Углеаммиакаты, С* = 2% 25 30, 0 4 Углеаммиакаты, С = 2% 10 0 53, 2 5 Углеаммиакаты, С = 1% 25 39, 0 6 Углеаммиакаты, С = 1% 10 0 54, 5 *) концентрация раствора Повышение нефтеотдачи при температурах более низких, чем температу- ра разложения химреагентов, связано со снижением поверхностного натяжения, за счёт чего значительно улучшается процесс вытеснения высоковязкой нефти и повышается охват пласта вытеснением. После окончания опыта температура в модели повышалась до 150°С и определялась эффективностью вытеснения нефти образовавшимся при разло- жении карбамида газом. Таким образом, имитировалась обработка призабой- ных зон пласта теплоносителем и карбамидом. Для предотвращения влияния на нефтеотдачу испарения воды на выходе из модели поддерживалось соответ- ствующее противодавление. Кривые вытеснения нефти при 25°С растворами карбамида концентраци- 64 ей 0,5 и 10% на модели карбонатной породы Усинского месторождения прони- цаемостью 5 мкм2 (кривые Б и В). Приведены результаты опыта, в котором на первом этапе нефть вытеснялась раствором карбамида 5%-й концентрации при температуре 100°С, а после окончания процесса вытеснения температура в модели повышалась до 200°С и происходило вытеснение нефти генерируемым в результате разложения карба- мида газом (кривая А). Из рисунка видно, что при температуре 25°С увеличение концентрации реагента с 0,5 до 10% не даёт заметного эффекта. При температуре разложения карбамида (150°С) увеличение концентра- ции реагента с 0,5 до 10% приводит к росту нефтеотдачи с 40 до 61%. Анализ газа, добываемого из модели при 150°С, показал, что он в основном представлен диоксидом углерода. При концентрации карбамида 5% (кривая А) достигается почти такая же нефтеотдача, как при концентрации 10%, но при большей тем- пературе (200°С). Если в первом опыте удельный расход химического реагента составил 0,94 т/т, то во втором – 0,23 т/т. Полученные результаты дают основание рекомендовать применение карба- мида при пароциклических обработках скважин и площадной закачке пара. Закачка раствора карбамида в призабойную зону скважины должна повысить эффектив- ность пароциклических обработок. Вводить в скважину реагент следует после предварительного прогрева призабойной зоны пласта до 150-200°С. Приведены кривые вытеснения нефти водой с периодическим вводом в пласт оторочки насыщенного раствора карбамида. Эксперименты проводились по следующей методике: вначале нефть вы- теснялась при температуре 25°С водой до полной обводнённости продукции, затем в пласт вводилась оторочка насыщенного раствора карбамида в размере 0,05-0,07 порового объёма пласта и вытеснение водой продолжалось при той же температуре до полной обводнённости. В дальнейшем температура повышалась до 80°С и вновь после завершения процесса вытеснения нефти вводилась ото- рочка карбамида с последующей закачкой воды. Таким же образом проводился эксперимент при температуре 150°С. Опыт Б проводился на модели с проница- емостью 1,8 мкм2, в опыте А проницаемость модели была 0,3 мкм2. Ввод оторочки карбамида при температуре 25°С не дал эффекта, при 80°С ввод оторочки привёл к увеличению нефтеотдачи на 10% лишь при про- ницаемости пласта 0,3 мкм2. Значительный рост нефтеотдачи за счёт закачки оторочки карбамида был достигнут при 150°С. В опыте Б прирост нефтеотдачи составил 9%, в опыте 2-30%. Одна из гипотез, объясняющих значительно больший эффект на модели меньшей проницаемости – более рациональное ис- пользование газа при меньшей проницаемости пласта. Установлено, что после ввода оторочки карбамида наблюдается существен- ный рост давления на входе в модель и появление на выходе стойкой и вязкой во- донефтяной эмульсии. Образование эмульсии происходит в результате взаимодей- ствия гидроокиси аммония с нафтеновыми кислотами нефти с образованием аммо- ниевых солей нафтеновых кислот, которые являются сильными эмульгаторами. Благодаря этому фактору закачка в неоднородный пласт карбамида будет способ- 65 ствовать увеличению охвата пласта процессом вытеснения. Ранее отмечалось, что температура разложения углеаммонийной соли со- ставляет свыше 70°С, т. е. можно ожидать такой же эффект, но при значительно меньших температурах, чем в случае применения карбамида. Это позволяет рекомендовать закачку этого реагента в залежи с пласто- вой температурой свыше 70°С для реализации водогазового воздействия. Приведены кривые вытеснения нефти водой с периодическим вводом в пласт оторочки насыщенного раствора углеаммонийной соли. Методика проведения экспериментов состояла в следующем: вначале нефть вытеснялась при температуре 25°С водой до обводнённости 100%, затем в пласт вводилась оторочка насыщенного раствора реагента и продолжался процесс вытеснения при 25°С до полной обводнённости продукции. Затем тем- пература повышалась до 80°С и вновь после обводнения вводилась оторочка реагента с последующей закачкой воды. Таким же образом проводился эксперимент при температуре 120°С. В опыте А (проницаемость модели 2 мкм2) вытеснение проводилось при темпе- ратуре 25 и 80°С, в опыте Б (проницаемость модели 2,5 мкм2) – 25,80 и 120°С. Ввод оторочки реагента производился только в опытах А и Б. В опыте А первая оторочка была введена при температуре 25°С после за- качки одного порового объёма вытесняющего агента, вторая – при 80°С после закачки 2,5 порового объёма. В опыте Б первую оторочку ввели при тех же условиях, что и в опыте А, а вторую оторочку ввели при 120°С после закачки четырёх поровых объёмов вытесняющего агента. Для сравнения на этом же рисунке приведена кривая вытеснения нефти водой без реагента при тех же температурах (кривая В). В опыте А прирост нефтеотдачи после ввода реагента при 80°С составил 9%. В опыте Б прирост нефтеотдачи при 80°С составил всего 2%, хотя накопленная нефтеотдача при 80°С в обоих опытах превысила 50% и на 20-27% (абс.) больше, чем в базовом опыте (без реагента). Это объясняется тем, что «сработала» первая оторочка ре- агента, введённая при 25°С, а существенный эффект от ввода второй оторочки был получен лишь в опыте А. Прирост нефтеотдачи при 120°С после закачки оторочки реагента в опыте Б составил 5%. На основании лабораторных исследований по применению азотсодержащих соединений для воздействия на залежи высоковязкой нефти Ярегского и Усин- ского месторождений сделаны следующие выводы: На основании масштабных лабораторных исследований, выполненных для условий Ярегского и пермокарбоновой залежи Усинского месторождений, были сделаны следующие выводы: 1. При температурах ниже температуры разложения азотсодержащих: - для условий Ярегского месторождения растворы нитрита натрия или углеаммонийных солей концентрацией до 2% при температуре 70°С и выше. Применение термохимического воздействия на пласт позволяет на 10-15 пунктов повысить коэффициент вытеснения нефти по сравнению с во- дой той же температуры; - для условий Усинского месторождения растворы углеаммиакатов кон- 66 центрацией 1-2% при температурах 25°С позволяют на 10-20 пунктов повысить коэффициент вытеснения нефти по сравнению с водой. 2. Добавка азотсодержащих химреагентов в закачиваемый теплоноси- тель при температурах более 150°С приводит к их разложению с образованием углекислого газа и щёлочи, что способствует существенному росту нефтеотдачи пласта, ускорению продвижения вытесняющего агента к добывающим скважи- нам. 3. Для повышения эффективности пароциклических обработок скважин рекомендуется до или после ПЦО закачивать в призабойную зону пласта 10%-й раствор карбамида или других азотсодержащих растворов. Для изучения практического опыта применения азотсодержащих соединений в промысловых условиях в приложении 3 излагается промысловый опыт примене- ния этих соединений на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. 1.5.7. Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с за- качкой гелеобразующих составов Для увеличения охвата пласта заводнением или паротепловым воздей- ствием в Институте химии нефти СО РАН в последние годы созданы новые технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных неоргани- ческих и полимерных гелеобразующих систем, генерирующих гели непосред- ственно в пласте. Предложены термоторопные гелеобразующие системы с раз- личным временем гелеобразования – от нескольких минут до нескольких суток – в интервале температур 30 ÷ 320°С. Основным компонентом этих систем так- же являются азотсодержащие соединения. Гелеобразующие композиции типа «ГАЛКА» представляют собой водный раствор карбамида и хлористого алюми- ния. При закачке этих маловязких водных растворов в прогретый пласт (при тем- пературах свыше 100°С) происходит гидролиз карбамида и уменьшение кислот- ности раствора. При достижении порогового значения рН, равного 3,8-4,2, проис- ходит практически мгновенное (во всем объёме композиции) образование вы- соковязкого геля гидроокиси алюминия: 2AlCl3 9H2O 3CO(NH2)2 Al(OH)3 3CO2 6NH3 6HCl. В поверхностных условиях композиции являются маловязкими водными растворами. Гелеобразование происходит в пластовых условиях при повышен- ных температурах закачиваемого теплоносителя. За счёт тепловой энергии закачи- ваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с образованием аммиака и угле- кислого газа, что приводит к постепенному повышению рН раствора, в результа- те чего через определённое время во всем объёме раствора практически мгновенно образуется гель гидроксида алюминия. В ИХН СО РАН и в своё время в Печор- нипинефти были исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные свойства гелей. Время гелеобразования регулируется температу- рой и соотношением компонентов в составе композиции «ГАЛКА» и может изме- няться от 20-30 мин. до нескольких суток. Вязкость состава «ГАЛКА» при темпе- ратурах 100-250°С составляет 1 500-3 000 мПа · с. Состав обладает высокой поверхностной активностью, что обеспечивает 67 его хорошие нефтевытесняющие способности. В процессе лабораторных работ, которые проводились применительно к условиям Усинского месторождения в институте «Печорнипинефть» и Том- ском институте химии нефти, исследовалось время гелеобразования для рас- творов «ГАЛКА», в которых концентрации хлорида алюминия и карбамида находились в пределах 2,0-8,3 и 3,75-30,0% соответственно. Всего было прове- дено 42 опыта при различных температурах (от 100 до 250°С) по определению времени гелеобразования в зависимости от кратности соотношения соли алю- миния и карбамида в гелеобразующем составе. В результате образования геля происходит перераспределение фильтрацион- ных потоков, выравнивание профиля приёмистости паронагнетательных скважин, снижение обводнённости продукции добывающих скважин, при этом проницае- мость породы пласта по воде снижается в 4 ÷ 35 раз. Присутствие ПАВ в гелеобра- зующем растворе усиливает смачивание породы нефтяного коллектора, улучшает проникающую и нефтевытесняющую способность раствора. В 2000 году ИХН СО РАН совместно с ОАО «АУРАТ» организовано производство твёрдой товарной формы композиции ГАЛКА-термогель: ГАЛКА-термогель-С для температур в пласте 70-320°С. Основными отличи- тельными особенностями композиций ГАЛКА-термогель являются: регулируе- мая температура гелеобразования, гомогенность и низкая вязкость водных рас- творов, низкие температуры застывания растворов, твёрдая товарная форма. Это позволяет применять композиции в широком интервале температур (от 20 до 320°С), в том числе и при паротепловом воздействии на пласт; делает их пригодными для применения в низкопроницаемых коллекторах; даёт возмож- ность производить закачку композиций в скважину путём дозирования непо- средственно в водовод, без предварительного растворения; делает технологию применимой в зимних условиях. В настоящее время эти композиции в промышленном масштабе приме- няются на участках паротеплового воздействия на пласт на Усинском место- рождении. На участках месторождения, где применяется площадная закачка пара, в нагнетательные скважины для увеличения нефтеотдачи пласта осуществляется периодическая закачка гелеобразующей композиции ГАЛКА и нефтевытесня- ющей композиции НИНКА, также разработанной в Томске. Для повышения эффективности ПЦО обводнённых скважин в них для изоляции обводнённых интервалов и снижения обводнённости закачивается композиция ГАЛКА. |