ПРИМЕНЕНИЕ РЕНТГЕНОВСКОЙ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ СТЕПЕНИ ПОВРЕЖДЕНИЯ ПЛАСТА В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ. Высоковязкая нефть рощин павел


Рощин, Павел Валерьевич - Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами : автореферат дис. ... кандидата технических наук : 25.00.17

Поиск по определенным полям
Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы
По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска
При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам
Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка
Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова
Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости
Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений
Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале
Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

Рощин, Павел Валерьевич - Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17

Поиск по определенным полям
Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы
По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска
При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам
Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка
Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова
Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости
Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений
Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале
Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

Состав для повышения нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и нефтеотдачи пластов. 3 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU №1274372, опубл. 27.08.1995), содержащий неионогенное ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ9-12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду. В качестве щелочной добавки используют глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас.: оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ2-12, превоцел) - 0,1-2,0; глицин - 1,0-4,0; аммиак - 0,3-2,0; минерализованная вода - остальное.

Недостатком известного состава является использование аммиака в качестве компонента состава, так как аммиак относится к сильнодействующим ядовитым веществам, вследствие чего необходимо предъявить особые требования к его транспортировке, хранению и применению. Технологически применение состава вызывает затруднения, связанные с необходимостью корректирования концентрации аммиака в зависимости от минерализации пластовых вод и концентрации глицина.

Известен реагент для повышения нефтеотдачи пласта (Патент RU №2178519, опубл. 20.01.2002), содержащий оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы Cnh3n+1COO(C2h5O)mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810.

Его недостатком является способность реагента образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Низкая биоразлагаемость компонентов реагента является также негативным фактором.

Известен состав для добычи нефти (Патент RU №2125647, опубл. 1999), представляющий собой микроэмульсию, включающую загуститель - тяжелую асфальто-смолистую нефть (50-70%), в качестве моющего агента - ПАВ-продукты конденсации окиси этилена с жирными спиртами, кислотами, алкилфенолами (15-25%), в качестве растворителя регулятора - четыреххлористый углерод или хлороформ (15-25%).

Недостатком известного состава является тот факт, что он в значительной степени загрязняет окружающую среду, поскольку в качестве растворителя-регулятора содержит в большом количестве (до 25%) хлорорганические соединения, которые отравляют пластовые воды. Данный состав не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU №2178068, опубл. 10.01.2002), принятый в качестве прототипа, содержащий загуститель и моющий агент. В качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы Cnh3n+1COO(C2h5O)mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0; фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов - 1,0-7,2; вода - остальное.

Недостатком данного состава является его способность образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Оксиэтилированные карбоновые кислоты обладают низкой степенью биоразлагаемости, что понижает экологичность состава.

Техническим результатом изобретения является получение безопасного в применении состава, обладающего высокими нефтевытесняющими свойствами, оказывающего влияние на реологические свойства нефти (уменьшение вязкости и напряжения сдвига), направленного на повышение нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит смесь рапсового и пальмового масел с добавлением ксилола при следующем соотношении компонентов, масс. %: рапсовое масло 90,0-95,0, пальмовое масло 3,0-8,0, ксилол 2,0-5,0.

Описываемый состав поясняется следующими фигурами, на которых представлены:

фиг. 1 - графики зависимостей эффективной вязкости и напряжения сдвига от температуры для образцов сырой нефти Демидовского месторождения и с добавлением реагента в указанных концентрациях;

фиг. 2 - зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С;

фиг. 3 - этап 2, вытеснение нефти минерализованной водой;

фиг. 4 - этап 3, вытеснение нефти реагентом.

Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- ксилол 2,0 - 5,0%, выпускаемый по ГОСТ 9410-78;

- масло рапсовое 90,0 - 95,0%, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53457-2009,

- масло пальмовое 3,0 - 8,0%, выпускаемое по ГОСТ Ρ 53776-2010.

Добавление ксилола увеличивает отмывающую способность состава по отношению к смолам, асфальтенам и парафинам. Рапсовое и пальмовое масла обладают пептизирующими свойствами, разделяют агрегаты асфальтенов и таким образом уменьшают вязкость нефти при их взаимодействии на границе «реагент-нефть».

Рабочий агент закачивают 2-8 оторочками в нагнетательную скважину. Оторочки состава продавливают водой и продолжают заводнение. В качестве воды могут быть использованы подтоварная вода, или вода из системы подержания пластового давления, или пресная вода. Состав не образует эмульсий как с высокоминерализованной, так и с пресной водой.

Для более эффективного воздействия на пласт необходимо после закачки реагента провести технологическую выдержку от 72 до 96 часов.

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. Были проведены реологические исследования по выявлению воздействия реагента в различных концентрациях на реологические свойства нефти Демидовского месторождения (плотность 910 кг/м3, кинематическая вязкость 32 мм3/с при пластовой температуре 52°С, высокое содержание смол и асфальтенов (до 14% масс.)) при выполнении динамических испытаний на автоматическом ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1.

Результатом стало уменьшение проявления тиксотропных свойств нефти в широком диапазоне температур. На фиг. 1 черными линиями обозначены вязкость (сплошная линия) и напряжение сдвига (пунктир) для сырой нефти, а красным и зеленым цветами показано изменение вязкости (сплошная линия) и напряжения сдвига (пунктир) для нефти с добавлением реагента. Из сопоставления полученных кривых видно, что даже массовая концентрация 0,5% реагента заметно снижает динамическую вязкость нефти и величину напряжения сдвига.

Снижение динамической вязкости сырой нефти на 55 мПа·с (при 20°С вязкость сырой нефти составила 227 мПа·с, а с добавлением реагента-растворителя в концентрации 0,5% - 172,1 мПа·с) позволяет сделать вывод о том, что используемый реагент достаточно эффективен в качестве диспергатора, снижающего вязкость нефти в скважинных условиях.

Дополнительно было исследовано влияние состава на начальное напряжение сдвига разрушения структуры в образце высоковязкой нефти (фиг. 2). На фиг. 2 приведены графики зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С. Сырая нефть обладает более высоким напряжением сдвига при сравнении с пробой нефти, в которую был добавлен реагент в массовой концентрации 0,5% (обозначена на графике зеленым). Результат - уменьшение начального напряжения сдвига.

Пример 1. 50 г пальмового масла вводят в 900 г рапсового масла, добавляют 50 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 57 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 2. 30 г пальмового масла вводят в 950 г рапсового масла, добавляют 20 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 65 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 3. 50 г пальмового масла вводят в 920 г рапсового масла, добавляют 30 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 62 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Эффективность применения предлагаемого состава изучали в процессе доотмыва нефти из образцов кернового материала пласта А2 Серного месторождения.

Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение лабораторных фильтрационных исследований были выполнены в соответствии со следующими нормативными документами: ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Ход эксперимента: для проведения фильтрационного эксперимента были выбраны 2 керна № S-l, S-2 абсолютной проницаемостью 0,450 и 0,520 мкм соответственно, что позволило сформировать составную модель общей длиной 14,75 см с целью недопущения образования «концевых эффектов», что соответствует требованиям ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Приготовление модели пластовой воды Серного месторождения с общей минерализацией 271 г/л, используемой для насыщения кернов и фильтрации, производилось путем растворения в дистиллированной воде солей NaCl, MgCl2, KCl, CaCl2. Плотность минерализованной воды при 20°С составила 1,1677 г/см.

Насыщение исследуемых образцов естественного керна приготовленной моделью пластовой воды производилось с использованием вакуумного насоса и ручного сатуратора согласно ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением». С целью оценки степени насыщения образцов керна водой производилось их предварительное высушивание при 85°С в течение 24 часов и последующее взвешивание.

После формирования в керновом материале 100%-ой водонасыщенности производилось моделирование остаточной водонасыщенности исследуемых образцов керна с использованием центрифуги ОПН-8. Затем составная модель помещалась в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700 (Vinci Technologies), где создавались давление гидрообжима равное 17,24 МПа и температура в 20°С.

На первом этапе эксперимента выполняли замещение воды нефтью Серного месторождения (тяжелая 0,9044 т/м3, высоковязкая 212,1 мПа·с) в образцах керна, в результате чего составная модель пласта была насыщена 12,5 мл нефти и 3,47 мл невытесненной воды.

Второй этап заключался в вытеснении нефти моделью воды при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 5,5 МПа/м. Коэффициент вытеснения нефти по воде составил 4,53/12,5=0,362 д.ед. На фиг. 3 представлены результаты вытесенения нефти минерализованной водой.

Третий этап эксперимента позволил определить коэффициент довытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 7,62 МПа/м. Коэффициент вытеснения остаточной нефти по реагенту составил 3,21/12,5=0,25 д.ед. Конечный коэффициент вытеснения составил 0,61 д.ед. (вытеснение водой 0,36 д. ед., довытеснение реагентом 0,25 д.ед.). На фиг. 4 представлены результаты довытесенения нефти реагентом. Концентрация нефти в растворе «реагент + нефть» определялась при помощи плотномера DE 40 (Mettler Toledo), обладающего функцией измерения концентрации вещества в жидкости.

Результаты эксперимента показали, что реагент проявил высокую эффективность при закачке оторочкой в количестве 2 поровых объемов, при этом достигнутый максимальный градиент давления является средним значением, что позволит успешно применять данный состав на промыслах.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, отличающийся тем, что в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

рапсовое масло 9 0,0-95,0
пальмовое масло 3,0-8,0
ксилол 2,0-5,0

www.findpatent.ru

ПРИМЕНЕНИЕ РЕНТГЕНОВСКОЙ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ СТЕПЕНИ ПОВРЕЖДЕНИЯ ПЛАСТА В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ

APPLICATION OF X-RAY COMPUTER TOMOGRAPHY FOR ESTIMATION OF THE DAMAGE DEGREE TO THE FORMATION IN LABORATORY CONDITIONS

Nikita Karpunin

Student, Department of the development and exploitation of oil and gas fields, the St. Petersburg State Mining University, Russia, St. Petersburg

Vladimir Litvin

Candidate of Engineering Sciences, Department of the development and exploitation of oil and gas fields, the St. Petersburg State Mining University,

Russia, St. Petersburg

 

АННОТАЦИЯ

В данной работе описываются результаты обзора современных методов исследования кернового материала, не требующих разрушения образца, с использованием компьютерной томографии и трехмерного моделирования, представлен собственный опыт авторов работы.

ABSTRACT

In this paper, we describe the results of a survey of modern methods for studying cores that do not require destruction of a sample, using computer tomography and three-dimensional modeling, and presenting the authors' own experience.

 

Ключевые слова: томография керна; пористая среда; трехмерное моделирование; инновационные технологии.

Keywords: core tomography; Porous medium; Three-dimensional modeling; innovative technologies.

 

При современных темпах разработки нефтяных месторождений и текущих уровнях отбора пластовых флюидов нефтяные компании сталкиваются с трудностью по восполнению извлекаемых запасов. Активно уменьшается количество маловязкой традиционной нефти, в то время как доля трудноизвлекаемых запасов (тяжелые и сверхтяжелые нефти, битумы, нефти, содержащиеся в плотных и слабопроницаемых коллекторах)  в общем учете неуклонно растет. Зачастую подобные категории запасов расположены на территориях месторождений традиционной нефти и перед специалистами стоит вопрос об их извлечении, которое является рентабельным только при правильном подходе к разработке залежей подобного вида, что связано как со свойствами самих флюидов, так и со сложным геологическим строением [6]. В большинстве случаев на данных территориях уже имеется хорошо развитая инфраструктура и достаточное количество персонала для продолжения работ по извлечению трудноизвлекаемых запасов.  Тем не менее, в связи со сложным геологическим строением данных залежей, а также сложностью подходов к проектированию систем их разработки, требуются новые технологии исследования пластов, инновационные методы воздействия на пласт [1-4, 7, 11].

На сегодняшний день большое внимание уделяется развитию компьютерных технологий и IT индустрии в целом. Цифровые технологии стремительно развиваются как в нефтедобывающих, так и в сервисных компаниях, которые стремятся снизить свои риски за счет улучшения качества анализируемой информации. В частности и о процессах, происходящих непосредственно в продуктивном пласте. Благодаря значительному увеличению вычислительной мощности современных компьютерных систем, а также совершенствованию оборудования, применяемого для проведения исследований, появилась трехмерная компьютерная рентгеновская микротомография.

Существует большое количество видов исследований, которые можно проводить с использованием компьютерной микротомографии [5, 8, 9, 10, 12, 13, 14]. Зачастую сам по себе процесс является достаточно простым, однако интерпретация полученных данных нередко является весьма сложной и поэтому необходим инновационный подход и научные разработки в данном направлении.

При проведении исследований кернового материала с помощью компьютерной томографии, как правило, придерживаются следующей последовательности действий.

Для исследований отбирают и подготавливают образец кернового материала (желательно цилиндрической формы). Затем, вне зависимости от того, насыщен он каким-либо флюидом или же был подвержен экстрагированию, образец помещают непосредственно в рентгеновскую камеру, где он устанавливается и фиксируется на специальной подставке, которая обеспечивает вращение керна вокруг своей оси. Далее камеру закрывают, чтобы изолировать исследователей от воздействия рентгеновских лучей. Затем запускается процесс сканирования, в ходе которого исследуемый образец, установленный на подставку, поворачивают на 90, 180, 270 или же 360 градусов. Во время вращения излучение проходит через керн и формируется тень, которая проецируется на специальный сцинтилляционный экран и записывается в память компьютера в виде изображений. Далее при помощи программного обеспечения из полученных вертикальных снимков путем их наложения друг на друга покадрово создается трехмерная модель исследуемого образца. Логично предположить, что при уменьшении скорости вращения подставки и увеличении продолжительности воздействия излучения можно получить более детальную модель (т.к. будет сделано больше снимков, на основании которых строится конечная модель). Однако на это потребуются большие вычислительные мощности.

После построения модели специалистам необходимо отделить поровое пространство от скелета породы. Данный этап осуществляется при помощи визуального осмотра торцов образца на предмет наличия сколов и трещин и дальнейшего сопоставления анализа модели с его результатом. Если построенная модель позволяет достоверно отличить подобные участки, то исследования проведены корректно. В таком случае строится несколько трехмерных моделей. Обязательными для построения являются модели порового пространства и скелета породы, но помимо них возможно отдельное выделение вкраплений каких-либо металлов или минералов. В некоторых случаях моделей может быть достаточно много.

После построения трехмерного изображения порового пространства обязательно производится расчет пористости и может быть измерен диаметр каверн. Как в России, так и за рубежом запатентовано большое количество методов исследования кернового материала при помощи компьютерной микротомографии.

В качестве примеров можно привести несколько работ, направленных на изучение различных процессов происходящих в пластах коллекторах в ходе обработок разнообразными химическими реагентами.

Так, в работе [4] с помощью микротомографии керна анализируется степень его повреждения после обработки кислотной композицией. На рисунке 1 серым цветом отображен скелет породы, а темными участками выделены зоны фильтрации кислоты. Отчетливо наблюдается значительное расширение фильтрационного канала в местах соприкосновения с кислотным составом. По результатам проведенного эксперимента можно объективно судить о степени эффективности подобранной композиции для конкретного образца горной породы.

 

Рисунок 1. Трехмерная модель керна после обработки кислотным составом [4].

 

Другим хорошим примером применения компьютерной микротомографии может послужить работа [5], в которой с помощью построения трехмерных моделей определяется глубина проникновения гелеобразующего состава в пласт. На рисунках 2 и 3 отображено распределение веществ в скелете породы [5]. Желтым цветом обозначена форма, серым – скелет породы, светло-серым – поровое пространство, а красным непосредственно сам состав. С помощью данного типа исследований специалисты могут достоверно оценить толщину создаваемых водоизоляционных экранов.

 

Рисунок 2. 3D модель проникновения состава в пласт [5]

 

Рисунок 3. 2D модель проникновения состава в пласт [5]

 

Таким образом, можно сделать вывод о том, что компьютерная микротомография как метод исследования образцов керна и оценки эффективности воздействия на них в настоящее время имеет различное применение и продолжается совершенствоваться пропорционально улучшениям парка исследовательского оборудования и вычислительных мощностей компьютерных технологий. На сегодняшний день специалисты могут решать большой спектр задач, стоящих перед промыслом с помощью данной технологии.

 

Список литературы:

  1. Литвин В.Т., Стрижнев К.В., Рощин П.В. Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. № 3. С. 12.
  2. Литвин В.Т., Рязанов А.А., Фарманзаде А.Р. Теоретические аспекты и опыт проведения работ по интенсификации притока нефти на коллекторах баженовской свиты. Нефтепромысловое дело. 2015. № 5. С. 24-29.
  3. Литвин В.Т., Фарманзаде А.Р., Орлов М.С. Подбор кислотного состава для низкопроницаемых высокоглинистых пластов баженовской свиты (часть 1). Интернет-журнал Науковедение. 2015. Т. 7. № 5 (30). С. 136.
  4. Литвин В.Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17  / Литвин Владимир Тарасович. – Санкт-Петербург, 2016. – 131 с.
  5. Литвин В.Т., Хромых Л.Н., Фарманзаде А.Р., Орлов М.С., Рогожинский Р.А., Карпунин Н.А. Применение рентгеновской компьютерной томографии керна для оценки эффективности изоляционных технологий с применением гелеобразующих составов. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 7-4 (38). С. 128-132.
  6. Петухов А.В., Рощин П.В. Парагенезис серы и нефти и формирование карстовых нефтегазоносных резервуаров. Нефть, газ, промышленность. 2014. № 4 (54). С. 32-38.
  7. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17 / Рощин Павел Валерьевич. – Санкт-Петербург, 2014. – 112 c.
  8. Рощин П.В., Петраков Д.Г., Стручков И.А., Литвин В.Т., Васкес Карденас Л.К. Способ определения пространственного распределения в керновом материале эффективного порового пространства. патент на изобретение RUS 2548605 28.01.2014.
  9. Рощин П.В., Васкес Карденас Л.К., Тананыхин Д.С., Стручков И.А. Лабораторное исследование процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти в карбонатном керне при помощи рентгеновского компьютерного томографа. Ашировские чтения. 2013. № 1. С. 220-224.
  10. Савицкий Я. Н. В. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2015. – №. 15.
  11. Фарманзаде А.Р., Литвин В.Т., Рощин П.В. Подбор основы кислотного состава и специальных добавок для обработки призабойной зоны пласта баженовской свиты. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 3-4 (34). С. 68-72.
  12. Grachev N. E. et al. Digital Core Analysis-The Future of Petrophysics (Russian) //SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2012.
  13. Orlov M.S, Roschin P.V, Struchkov I.A, Litvin V.T. The application of x-ray micro computed tomography (micro-ct) of core sample for estimation of physicochemical treatment efficiency. В сборнике: Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2015.
  14. Rady A. et al. Iron Precipitation in Calcite, Dolomite and Sandstone Cores (Russian) // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2015.

sibac.info

ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО- ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Транскрипт

1 На правах рукописи РОЩИН Павел Валерьевич ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО- ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений А в т о р е ф е р а т диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2014

2 Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минеральносырьевой университет «Горный» Научный руководитель доктор геолого-минералогических наук, доцент Петухов Александр Витальевич Официальные оппоненты: Рузин Леонид Михайлович доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики, профессор Петров Николай Александрович кандидат технических наук, руководитель Отдела ВВН и ПБ ООО «СамараНИПИнефть» Ведущая организация ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» Защита состоится 18 июня 2014 г. в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: , Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте Автореферат разослан 18 апреля 2014 г. УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета НИКОЛАЕВ Александр Константинович 2

3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность диссертационной работы Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН), приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и, как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации. При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, А.А. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, Р.С. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других. Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа. Идея диссертационной работы Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентом-растворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов. Задачи исследований 1. Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей. 2. Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических 3

4 свойств нефтей исследуемых месторождений. 3. Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагентрастворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей. 4. Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром. Методы исследований При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, PVT, микроскопические и др.). Научная новизна работы 1. Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц. 2. Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства. Защищаемые научные положения 1. Установленные температурные зависимости изменения тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о формировании и разрушении высокомолекулярных пространственных структур кристаллизационного и коагуляционнокристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости при низких температурах, что вместе со сложным строением трещинно-поровых коллекторов предопределяет необходимость применения комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием разработанного реагентарастворителя и циклической закачки пара. 4

5 2. Применение разработанного реагента-растворителя на основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты вязкости аномальных нефтей путем диспергирования сложных высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами, смолами и парафинами. Достоверность научных рекомендаций подтверждена положений, выводов теоретическими и и экспериментальными исследованиями с использованием комплекса современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов. Практическое значение работы 1. Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещиннопорового типа, содержащих высоковязкие нефти. 2. Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах. 3. Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело». Апробация работы Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 международных и региональных научнопрактических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г. Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт- Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложнѐнных условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE 5

6 Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др. Публикации По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России. Структура и объѐм диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 134 наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается еѐ актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость. В первой главе проведен анализ особенностей строения коллекторов трещинно-порового типа и обзор опыта разработки залежей высоковязких нефтей различными методами как в России, так и за рубежом. Отмечено, что использование растворителей при добыче высоковязкой нефти достаточно эффективно, однако осложняется такими факторами как значительная разница вязкости нефти и растворителя, способность многих растворителей высаживать асфальтены и др. Кроме того, высокая геологическая неоднородность строения пород-коллекторов трещинно-порового типа осложняет процесс извлечения нефти с закачкой растворителя за счет преждевременных прорывов его по трещинам. Нефти исследуемых месторождений содержат большое количество асфальтенов и смол, а иногда парафинов, которые являются основными структурообразующими компонентами, влияющими на их реологические параметры и тиксотропные свойства. Во второй главе представлены результаты анализа использования различных реагентов-растворителей, применяемых при добыче высоковязкой нефти. Отмечается, что выпускаемые в 6

7 настоящее время в промышленном масштабе растворители типа НЕФРАС 80/120, 50/170 и др. содержат в своем составе не более 1,5% ароматических углеводородов, что приводит к осаждению асфальтенов при их применении на месторождениях аномальной нефти. Существует также ряд растворителей с большой долей ароматических углеводородов, например, НЕФРАС А-130/150 содержит в своем составе до 70-80% ксилола и этилбензолов, успешно растворяющих смолы и асфальтены. Поэтому при подборе растворителя необходимо учитывать не только углеводородный, но и компонентный состав высоковязкой нефти. В соответствии с имеющимися данными разработки месторождений ВВН с высоким содержанием асфальтенов и смол, реагент-растворитель должен эффективно растворять и диспергировать асфальтены, содержать в своем составе необходимое количество ароматических углеводородов и иметь высокую вязкость, чтобы предотвратить его прорывы по трещинам и другим высокопроницаемым каналам. У выпускаемых в настоящее время в промышленном масштабе растворителей, как правило, очень низкая вязкость. Например, измеренная при 20ºС вязкость растворителя НЕФРАС А-130/150, составляет всего 0,8 мпа с, что меньше вязкости дистиллированной воды при той же температуре. При закачке растворителя с такой низкой вязкостью в призабойную зону трещинно-порового пласта будет происходить его преимущественная фильтрация по трещинам, снижая тем самым охват воздействием. Существует ряд технологий добычи аномальной нефти с циклической закачкой растворителя в пласт, с последующим выдерживанием скважины. Применение таких технологий характеризуются достаточно высокой эффективностью на относительно однородных пластах песчаников, однако в карбонатном трещинно-поровом коллекторе результативность применения растворителя может снижаться из-за его прорыва по высокопроницаемым каналам. Для предотвращения негативных эффектов в сложных трещинно-поровых коллекторах, связанных с низкой вязкостью выпускаемых реагентов-растворителей необходима разработка 7

8 реагента-растворителя, содержащего ароматические углеводороды, с повышенной или высокой вязкостью. Таким требованиям удовлетворяет разработанный автором диссертационной работы в Горном университете специальный реагент-растворитель, в составе которого присутствуют ароматические углеводороды (ксилол в концентрации 3% масс.) и жирные кислоты. Исследования, проведенные на капиллярном вискозиметре Herzog в лаборатории, показали, что даже при высоких температурах 60-90ºС разработанный в Горном университете реагент-растворитель сохраняет достаточно высокую кинематическую вязкость около 10 мм 2 /с. Результаты исследования приведены на рисунке 1. Кинематическая вязкость, мм 2 /с Температура, ºС Рисунок 1 - График зависимости кинематической вязкости реагентарастворителя от температуры. Из приведенного на рисунке графика видно, что при 20ºС вязкость разработанного реагента-растворителя составляет 67 мм 2 /с. Таким образом, применение разработанного реагента-растворителя будет более эффективным для закачки его в трещинно-поровые пласты с относительно невысокой температурой (20-40ºС), что характерно, например, для многих месторождений ВВН Волго- Уральской нефтегазоносной провинции. В третьей главе приводятся результаты лабораторных исследований реологических свойств высоковязких нефтей некоторых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью обоснования эффективных технологий и 8

9 методов обработки ПЗП. Приводятся результаты экспериментов по изучению влияния разработанного реагента-растворителя на реологические параметры и тиксотропные свойства высоковязких нефтей, содержащих различное количество асфальтенов, смол и парафинов, а также результаты определения коэффициента вытеснения на керне. Для разработки и обоснования комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта необходимо не только детальное изучение геолого-физических свойств породыколлектора, но и самих аномальных нефтей. Основными причинами, осложняющими добычу тяжелой высоковязкой нефти, являются ее аномальные реологические свойства, а также, как правило, низкие пластовые температуры и давления. Проведенные лабораторные исследования позволили обнаружить в изучаемых высоковязких нефтях наличие тиксотропных структур кристаллизационного (Петрухновское месторождение) и коагуляционно-кристаллизационного типа (Бузбашское месторождение). С помощью прибора Rheotest RN 4.1 были проведены динамические эксперименты по изучению тиксотропных свойств нефтей разных месторождений. Скорость сдвига в процессе динамических испытаний плавно увеличивалась до значения 300 1/с в течение 300 секунд (прямой ход на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига), затем она выдерживалась постоянной при достигнутом значении в течение 300 секунд (ожидание полного разрушения внутренней структуры нефти), а далее скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля за 300 секунд (обратный ход на графиках). В результате таких лабораторных исследований на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига были получены характерные петли гистерезиса. Тот факт, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода, свидетельствует о тиксотропной структуре исследуемой нефти. Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, характеризует величину механической энергии, необходимой для разрушения тиксотропных связей, отнесенной к единице объема нефти. Исходя из этого, можно заключить, что чем больше площадь «петли гистерезиса», тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данных температурных условиях. Сначала исследовались тиксотропные свойства нефти 9

10 Бузбашского месторождения. Нефть Бузбашского месторождения тяжелая (плотность в пластовых условиях 952,0 кг/м 3 ), высоковязкая (2360 мпа с вязкость при пластовой температуре 20 С), характеризуется высоким содержанием масел (40 65%) и асфальтенов (до 15%). Образец нефти Бузбашского месторождения был отобран из карбонатного трещинно-порового коллектора в приповерхностных условиях в действующем карьере на относительно небольшой глубине около 20 метров. Результаты динамических экспериментов по изучению тиксотропных свойств нефти Бузбашского месторождения представлены на рисунке 2. Рисунок 2 - Графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Бузбашского месторождения при различных температурах. На приведенных графиках хорошо видно, что площадь петли гистерезиса зависит от температуры. С увеличением температуры площадь петли значительно уменьшается, что свидетельствует о снижении тиксотропных свойств. Основное влияние на тиксотропные свойства данной нефти оказывают асфальтены и смолы, в значительном количестве содержащиеся в нефти, которые образуют пространственную структуру коагуляционного типа. Как показывают экспериментальные исследования, для изменения 10

11 реологических свойств нефтей подобного типа применение теплоносителей недостаточно. Поэтому для изменения реологических свойств данной нефти необходимо использовать не только тепловое воздействие, но и растворители, содержащие ароматические углеводороды, которые позволяют диспергировать асфальтены и смолы, изменяя тиксотропные свойства аномальных нефтей. Также были проведены динамические испытания высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения. Температура застывания нефти Петрухновского месторождения очень высокая и иногда превышает 37ºС. Содержание парафина в нефти Петрухновского месторождения достигает 32%, а плотность нефти на поверхности составляет всего 815 кг/м 3. Добыча высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения осложняется интенсивным выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в насоснокомпрессорных трубах и выкидных линиях, особенно в холодное время года. Результаты динамических исследований тиксотропных свойств нефти Петрухновского месторождения представлены на рисунке 3. Рисунок 3 Графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Петрухновского месторождения при различных температурах. 11

12 Динамический модуль упругости при сдвиге, Па В пластовых условиях (80ºС) нефть Петрухновского месторождения не является аномальной, однако при снижении температуры в процессе подъема нефти в ней начинают появляться тиксотропные структуры кристаллизационного типа, образованные парафинами. На представленных графиках (рисунок 3) видно, что при температуре 26ºС нефть начинает вести себя как твердое тело, что проявляется в резких колебаниях напряжения сдвига на малых скоростях вращения ротора прибора Rheotest. В отличие от тяжелой нефти Бузбашского месторождения, для изменения реологических параметров данной высокопарафинистой нефти в процессе эксплуатации скважин необходимо использование как теплового воздействия (спуск греющего кабеля), так и применение растворителей типа НЕФРАС 80/120 и др. С целью изучения влияния разработанного в Горном университете реагента-растворителя на вязкую и упругую компоненты вязкости исследуемых аномальных нефтей также были проведены специальные динамические испытания на ротационном вискозиметре Anton Paar. Для проведения экспериментов использовалась тяжелая высоковязкая нефть Бузбашского месторождения, имеющая плотность 952 кг/м 3 и характеризующаяся высоким содержанием асфальтенов 15%. Результаты экспериментов показаны на рисунке 4. 3,0 2,5 а 2,0 1,5 1,0 б 0,5 0, Температура, ºС Рисунок 4 - Графики зависимости динамического модуля упругости нефти Бузбашского месторождения при сдвиге от температуры: а) для чистой нефти; б) для нефти с массовой концентрацией реагента-растворителя 3%. Из приведенных графиков видно, что динамический модуль 12

13 Динамический модуль потерь при сдвиге, Па упругости нефти Бузбашского месторождения, который позволяет оценить упругую компоненту вязкости, при 20ºС в 2,5 с лишним раза меньше у нефти с добавлением реагента-растворителя в концентрации 3%, что говорит о хорошем диспергирующем действии разработанного реагента-растворителя. Таким образом, применение реагента-растворителя позволяет снизить упругую компоненту вязкости более чем в 2 раза. В процессе экспериментальных исследований также оценивалось влияние реагента-растворителя на динамический модуль потерь при сдвиге, что позволяет оценить изменение вязкой компоненты аномальной нефти. Результаты исследований представлены на рисунке б а Температура, ºС Рисунок 5 - Графики зависимости динамического модуля потерь при сдвиге нефти Бузбашского месторождения от температуры: а) для чистой нефти; б) для нефти с 3% массовой концентрацией реагента-растворителя. Из приведенных выше графиков видно, что вязкая компонента у нефти Бузбашского месторождения снижается примерно в 1,6 раза при добавлении реагента-растворителя в концентрации 3% масс. По результатам данного эксперимента можно сделать вывод, что реагент-растворитель также позволяет значительно снизить вязкую компоненту аномальной нефти Бузбашского месторождения. Проведенные динамические испытания однозначно свидетельствуют о том, что добавка разработанного реагентарастворителя значительно снижает как вязкую, так и упругую компоненту вязкости аномальных нефтей. Для оценки эффективности диспергирования разработанного реагента-растворителя были проведены специальные исследования нефти Боровского месторождения. 13

14 Исследования проводились в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета на установке FLASS. Установка позволяет проводить качественный и количественный анализ с полным описанием условий осаждения асфальтенов и парафинов (давление, температура, морфология, визуализация, изменение структуры и т.д.). Исследования проводились изобарическим методом при давлении 17 атмосфер. Результаты исследований показаны на рисунке 6. Чистая нефть Нефть с добавлением реагента 3% масс. Рисунок 6 - Графики рангового распределения частиц АСПВ в нефти Боровского месторождения до применения реагента-растворителя и после его добавления в нефть в концентрации 3% масс. при 25 и 40ºС. Графики, построенные на основе проведенных экспериментов, свидетельствуют о том, что тепловое воздействие и добавление реагента-растворителя оказывает влияние на распределение частиц асфальтеносмолопарафиновых веществ в нефти. При добавлении реагента-растворителя в высоковязкую нефть происходит диспергирование и растворение крупных асфальтеносмолопарафиновых частиц и увеличивается количество мелких частиц. При этом отмечается, что при низких температурах достигается наибольший эффект от применения растворителя. Однако, при одновременном увеличении температуры и добавлении 14

15 реагента-растворителя мы видим более значительный интегральный эффект, чем только при повышении температуры. Таким образом, исходя из полученных результатов, можно заключить, что разработанный реагент-растворитель является эффективным диспергатором асфальтенов и парафинов. Динамические испытания показали, что использование реагента-растворителя значительно снижает как упругую, так и вязкую компоненту вязкости аномальных нефтей, а, следовательно, будет способствовать увеличению дебитов скважин и суммарных отборов из залежей ВВН. Для оценки действия разработанного реагента-растворителя и установления коэффициента вытеснения нефти на керне, отобранном из трещинно-порового карбонатного коллектора одного из месторождений Самарской области, были проведены специальные фильтрационные эксперименты на установке AutoFlood 700 в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета. При проведении эксперимента автор руководствовался ОСТ «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» и др. Для эксперимента были выбраны 2 образца керна диаметром 30 мм и общей длиной 14,75 см. Эксперименты проводились в следующих термобарических условиях: пластовое давление 170 атм., температура 20ºС. Для вытеснения высоковязкой нефти использовалась пластовая вода общей минерализацией 271 г/л. На рисунке 7 приведена принципиальная схема установки. Рисунок 7 - Принципиальная схема установки AutoFlood 700 для проведения экспериментов на керне трещинно-порового карбонатного коллектора. 15

16 Коэффициент вытеснения нефти, % Расход при фильтрации жидкости был установлен 0,05 мл/мин. Проницаемость исследуемого керна по газу была 440 мд. Максимальные значения градиентов давления составили 25 атм/м при вытеснении нефти пластовой водой, а при прокачке реагента-растворителя 76,2 атм/м. После прокачки оторочки реагента-растворителя градиент давления при последующей закачке пластовой воды стабилизировался на уровне 18,6 атм/м. На рисунке 8 представлено изменение зависимости общего коэффициента вытеснения нефти от объема прокачанной воды и оторочки разработанного реагента-растворителя по результатам эксперимента Квыт по воде К выт с оторочкой растворителя Рисунок 8 Изменение общего коэффициента вытеснения высоковязкой нефти при прокачке оторочки реагента-растворителя и воды через образец керна. Из приведенного рисунка видно, что коэффициент вытеснения высоковязкой нефти увеличивается с 36% до 95% при прокачке через образец керна воды и оторочки реагента-растворителя. Таким образом, использование оторочки реагента-растворителя позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения высоковязкой нефти из трещинно-порового карбонатного коллектора. В четвертой главе представлена разработанная комплексная технология обработки призабойной зоны пластов, содержащих высоковязкую нефть. Применение разработанного реагента-растворителя в предлагаемой технологии позволит значительно повысить эффективность пароциклической обработки призабойной зоны пласта, которая показала высокую результативность на Усинском и 16 95

17 других месторождениях ВВН, связанных со сложными поровокаверно-трещинными карбонатными коллекторами. Пароциклическая обработка призабойной зоны пласта с использованием разработанного реагента-растворителя осуществляется следующим образом. Первоначально производится термогидравлический расчет по выбранной скважине-кандидату с целью определения необходимых темпов и параметров нагнетаемого пара. Перед проведением закачки пара необходимо оценить качество цементного камня за колонной (акустическая и радиометрическая гамма-гамма цементометрия и др.). Затем осуществляется подбор специального оборудования для закачки пара и установка его на скважину. Сначала производят закачку в пласт разработанного реагента-растворителя, регулируя объем закачки на основе имеющихся геолого-физических данных о продуктивном пласте, в расчете не менее 1 м 3 на 1 метр перфорированного интервала. После закачки растворителя скважина выдерживается в течение 2 3 часов и начинают закачку пара. Исходя из промысловой практики, рекомендуемый объем закачки пара в пласт должен быть не менее 10 тонн (а в некоторых случаях и тонн) на 1 метр перфорированной толщины пласта. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают для пропитки на срок не менее 3 суток, затем производят отбор нефти с помощью глубиннонасосного оборудования. После снижения дебита ниже предельной величины проводят новый цикл закачки реагентарастворителя и пара. На одной скважине выполняется от 3 до 5 циклов закачки реагента-растворителя и пара. Такое циклическое воздействие на ПЗП с использованием разработанного реагентарастворителя и пара, как показывают результаты лабораторных исследований, позволяет добиться выравнивания фронта охвата пласта тепловым воздействием. Разработанный реагентрастворитель обладает повышенной вязкостью за счет наличия в его составе жирных кислот, что препятствует прорыву пара по высокопроницаемым каналам фильтрации. Лабораторными исследованиями установлено, что ароматический растворитель ксилол, входящий в состав реагента, при температуре около 150ºС начинает испаряться, он активно проникает в мелкие трещины и поры, а также растворяет и диспергирует асфальтены и смолы, очищая призабойную зону пласта. Жирные кислоты, входящие в состав реагента-растворителя, обладают эффективным моющим действием, а также предотвращают образование пены. 17

18 Экспериментально доказано, что разработанный реагентрастворитель уменьшает как вязкую, так и упругую компоненту аномальной нефти, вследствие чего значительно уменьшается градиент давления при ее движении из обрабатываемого пласта в добывающую скважину. Предлагаемый реагент-растворитель обладает гидрофобизирующим действием, о чем свидетельствуют проведенные фильтрационные исследования. Кроме того, предполагается, что действие реагента-растворителя будет продолжаться после снижения температуры высоковязкой нефти и обрабатываемого пласта. Все это, как было отмечено ранее, за счет более эффективного диспергирующего действия реагента при низких температурах будет способствовать увеличению отборов ВВН. Комплексное применение реагента-растворителя и пароциклической обработки призабойной зоны пласта позволит добиться более значительного интегрального эффекта в отличие от раздельного применения циклической обработки пласта паром и закачки растворителей. Основные выводы и рекомендации 1. В ходе экспериментальных исследований впервые было показано, что высоковязкие нефти исследованных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции обладают сложной тиксотропной структурой, обусловленной наличием в них высокомолекулярных АСПВ, что наряду со сложным трещиннопоровым коллектором значительно осложняет разработку этих месторождений и требует применения не только теплового воздействия, но и использования растворителей. 2. Выполнен анализ всех выпускаемых в промышленном масштабе реагентов-растворителей, отмечены их преимущества и недостатки. Показано, что ряд растворителей (например, НЕФРАС 80/120 и др.) содержат в своем составе небольшое количество ароматических углеводородов и характеризуется высоким содержанием веществ, высаживающих асфальтены из нефти, что может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и уменьшению дебита скважины. Выпускаемые растворители с высоким содержанием ароматических углеводородов, такие как НЕФРАС 130/150 и др. способны эффективно растворять асфальтены, но они отличаются пониженной вязкостью, поэтому быстро порываются по трещинам в процессе закачки их в 18

19 продуктивные пласты и характеризуется низким охватом. 3. Разработанный в Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» реагент-растворитель на основе жирных кислот и ксилола показал высокую эффективность в лабораторных условиях на образцах представительного керна, отобранного из трещинно-поровых коллекторов. Отмечена высокая вытесняющая способность разработанного реагента, его влияние на тиксотропные свойства нефти, вязкость и напряжение сдвига, а также на упругую и вязкую компоненту вязкости аномальных нефтей. Установлено, что при закачке разработанного реагента-растворителя уменьшается градиент давления при движении высоковязкой нефти в обрабатываемом пласте-коллекторе. Согласно проведенным PVT и реологическим исследованиям, разработанный реагент-растворитель обладает высокой диспергирующей способностью по отношению к частицам АСПВ в аномальных нефтях. 4. Разработана и предложена к практической реализации технология циклической обработки призабойной зоны пласта реагентом-растворителем и паром в трещинно-поровых коллекторах, содержащих высоковязкие нефти. На основе лабораторных исследований обоснованы объемы закачки реагентарастворителя и пара, время пропитки, а также необходимая длительность циклов обработки и их количество. Наиболее значимые публикации по теме диссертации 1. Рощин П.В. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области [Текст]./ П.В. Рощин, А.В. Петухов, Л.К. Васкес Карденас, А.Д. Назаров, Л.Н. Хромых //Нефтегазовая геология. Теория и практика Т Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области [Текст] / А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, В.В. Коновалов, Д.В. Мардашов, Д.С. Тананыхин, П.В. Рощин // Вестник СамГТУ. Серия «Технические науки» (38). с Roschin P.V. Experimental Investigation of Heavy Oil Recovery From Fractured-Porous Carbonate Core Samples by Secondary Surfactant-Added Injection [Текст]. // P.V. Roschin, L.C. Vasquez Cardenas, A.V. Petukhov, A.I. Mikheyev. Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada , pp

20 4. Roschin P.V. Origins and Integrated Exploration of Sweet Spots in Carbonate and Shale Oil-Gas Bearing Reservoirs of the Timan-Pechora Basin [Текст]. A.V. Petukhov, A.I. Kuklin, A.A. Petukhov, L.C. Vasquez Cardenas, P.V. Roschin. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, February, Vienna, Austria Рощин П.В. Лабораторные исследования использования реагента-растворителя «А» для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти Демидовского месторождения в Оренбургской области [Текст]. П.В. Рощин, А.В. Петухов, Д.В. Мардашов, Л.К. Васкес Карденас, В.В. Игнатьев, Р.М. Таранин Журнал «Нефть. Газ. Промышленность». 49. с

docplayer.ru

Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области

Трудноизвлекаемые запасы, нетрадиционные источники углеводородного сырья

Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук В.П. Якуцени

Статья № 12_2013 дата поступления в редакцию 11.02.2013 подписано в печать 06.03.2013
17 с. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н.
pdf  Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области
Из-за неуклонного сокращения активных запасов легкой нефти становится актуальным ввод в разработку месторождений тяжелых высоковязких нефтей. Представлены результаты экспериментов по определению особенностей реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Установлено, что все изученные образцы высоковязких нефтей Боровского, Бузбашского и Петрухновского месторождений обладают тиксотропными свойствами, причем интенсивность их проявления зависит главным образом от температуры. При повышении температуры происходит резкое снижение вязкости нефтей, что обусловлено разрушением сложной пространственной структуры коагуляционно-кристаллизационного типа в нефтях Боровского, Бузбашского, Петрухновского месторождений. Результаты позволяют обосновать и предложить к практической реализации эффективные комплексные технологии повышения нефтеотдачи при эксплуатации данных объектов. Показано, что в нефтях могут образовываться структуры коагуляционного и коагуляционно-кристаллизационного типа, разрушение которых требует значительно большего количества подводимой энергии. Поэтому применение совместно с тепловым воздействием диспергаторов и растворителей позволит значительно повысить эффективность разработки данных объектов.

Ключевые слова: тяжелая высоковязкая нефть, свойства тяжелой нефти, повышение нефтеотдачи, реотест, вязкость, месторождения Самарской области.

ссылка на статью обязательна Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. - Т.8. - №1. -http://www.ngtp.ru/rub/9/12_2013.pdf
цифровой идентификатор статьи DOI https://doi.org/10.17353/2070-5379/12_2013

Литература

   Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. - М.: Недра, 1985. - 205 с.    Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975. - 168 с.    Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения // Нефтегазовое дело. – 2009. – Т.7. - №1. - С. 37-42.    Edward D. Holstein (Editor). Petroleum Engineering Handbook. Volume V. Reservoir Engineering and Petrophysics. – 2007. - P. 1360.    Max Medina. SAGD: R&D for Unlocking Unconventional Heavy-Oil Resources // The Way Ahead. SPE. – 2010. – 4 p.    Roland P. Leaute. Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen with CSS: Evolution of Technology from Research Concept to a Field Pilot at Cold Lake. SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, 4-7 November 2002, Calgary, Alberta, Canada.

www.ngtp.ru

состав для повышения нефтеотдачи пластов - патент РФ 2547871

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, содержит в качестве загустителя смесь рапсового и пальмового масел, в качестве моющего агента - ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: рапсовое масло 90,0 - 95,0, пальмовое масло 3,0 - 8,0, ксилол 2,0 - 5,0. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств и нефтеотдачи пластов. 3 пр., 4 ил.

Рисунки к патенту РФ 2547871

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU № 1274372, опубл. 27.08.1995), содержащий неионогенное ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ9-12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду. В качестве щелочной добавки используют глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас.: оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ2-12, превоцел) - 0,1-2,0; глицин - 1,0-4,0; аммиак - 0,3-2,0; минерализованная вода - остальное.

Недостатком известного состава является использование аммиака в качестве компонента состава, так как аммиак относится к сильнодействующим ядовитым веществам, вследствие чего необходимо предъявить особые требования к его транспортировке, хранению и применению. Технологически применение состава вызывает затруднения, связанные с необходимостью корректирования концентрации аммиака в зависимости от минерализации пластовых вод и концентрации глицина.

Известен реагент для повышения нефтеотдачи пласта (Патент RU № 2178519, опубл. 20.01.2002), содержащий оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы Cnh3n+1 COO(C2h5O)mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810.

Его недостатком является способность реагента образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Низкая биоразлагаемость компонентов реагента является также негативным фактором.

Известен состав для добычи нефти (Патент RU № 2125647, опубл. 1999), представляющий собой микроэмульсию, включающую загуститель - тяжелую асфальто-смолистую нефть (50-70%), в качестве моющего агента - ПАВ-продукты конденсации окиси этилена с жирными спиртами, кислотами, алкилфенолами (15-25%), в качестве растворителя регулятора - четыреххлористый углерод или хлороформ (15-25%).

Недостатком известного состава является тот факт, что он в значительной степени загрязняет окружающую среду, поскольку в качестве растворителя-регулятора содержит в большом количестве (до 25%) хлорорганические соединения, которые отравляют пластовые воды. Данный состав не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (Патент RU № 2178068, опубл. 10.01.2002), принятый в качестве прототипа, содержащий загуститель и моющий агент. В качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы Cnh3n+1COO(C2H 4O)mH, где n=15-20, m=2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0; фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов - 1,0-7,2; вода - остальное.

Недостатком данного состава является его способность образовывать устойчивые эмульсии, что негативно сказывается на процессе подготовки нефти на пункте сбора и подготовки нефти. Оксиэтилированные карбоновые кислоты обладают низкой степенью биоразлагаемости, что понижает экологичность состава.

Техническим результатом изобретения является получение безопасного в применении состава, обладающего высокими нефтевытесняющими свойствами, оказывающего влияние на реологические свойства нефти (уменьшение вязкости и напряжения сдвига), направленного на повышение нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений.

Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов содержит смесь рапсового и пальмового масел с добавлением ксилола при следующем соотношении компонентов, масс. %: рапсовое масло 90,0-95,0, пальмовое масло 3,0-8,0, ксилол 2,0-5,0.

Описываемый состав поясняется следующими фигурами, на которых представлены:

фиг. 1 - графики зависимостей эффективной вязкости и напряжения сдвига от температуры для образцов сырой нефти Демидовского месторождения и с добавлением реагента в указанных концентрациях;

фиг. 2 - зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С;

фиг. 3 - этап 2, вытеснение нефти минерализованной водой;

фиг. 4 - этап 3, вытеснение нефти реагентом.

Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- ксилол 2,0 - 5,0%, выпускаемый по ГОСТ 9410-78;

- масло рапсовое 90,0 - 95,0%, выпускаемое по ГОСТ 53457-2009,

- масло пальмовое 3,0 - 8,0%, выпускаемое по ГОСТ 53776-2010.

Добавление ксилола увеличивает отмывающую способность состава по отношению к смолам, асфальтенам и парафинам. Рапсовое и пальмовое масла обладают пептизирующими свойствами, разделяют агрегаты асфальтенов и таким образом уменьшают вязкость нефти при их взаимодействии на границе «реагент-нефть».

Рабочий агент закачивают 2-8 оторочками в нагнетательную скважину. Оторочки состава продавливают водой и продолжают заводнение. В качестве воды могут быть использованы подтоварная вода, или вода из системы подержания пластового давления, или пресная вода. Состав не образует эмульсий как с высокоминерализованной, так и с пресной водой.

Для более эффективного воздействия на пласт необходимо после закачки реагента провести технологическую выдержку от 72 до 96 часов.

Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. Были проведены реологические исследования по выявлению воздействия реагента в различных концентрациях на реологические свойства нефти Демидовского месторождения (плотность 910 кг/м3, кинематическая вязкость 32 мм3 /с при пластовой температуре 52°С, высокое содержание смол и асфальтенов (до 14% масс.)) при выполнении динамических испытаний на автоматическом ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1.

Результатом стало уменьшение проявления тиксотропных свойств нефти в широком диапазоне температур. На фиг. 1 черными линиями обозначены вязкость (сплошная линия) и напряжение сдвига (пунктир) для сырой нефти, а красным и зеленым цветами показано изменение вязкости (сплошная линия) и напряжения сдвига (пунктир) для нефти с добавлением реагента. Из сопоставления полученных кривых видно, что даже массовая концентрация 0,5% реагента заметно снижает динамическую вязкость нефти и величину напряжения сдвига.

Снижение динамической вязкости сырой нефти на 55 мПа·с (при 20°С вязкость сырой нефти составила 227 мПа·с, а с добавлением реагента-растворителя в концентрации 0,5% - 172,1 мПа·с) позволяет сделать вывод о том, что используемый реагент достаточно эффективен в качестве диспергатора, снижающего вязкость нефти в скважинных условиях.

Дополнительно было исследовано влияние состава на начальное напряжение сдвига разрушения структуры в образце высоковязкой нефти (фиг. 2). На фиг. 2 приведены графики зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти Демидовского месторождения и нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% при температуре 20°С. Сырая нефть обладает более высоким напряжением сдвига при сравнении с пробой нефти, в которую был добавлен реагент в массовой концентрации 0,5% (обозначена на графике зеленым). Результат - уменьшение начального напряжения сдвига.

Пример 1. 50 г пальмового масла вводят в 900 г рапсового масла, добавляют 50 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 57 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 2. 30 г пальмового масла вводят в 950 г рапсового масла, добавляют 20 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 65 мм 2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Пример 3. 50 г пальмового масла вводят в 920 г рапсового масла, добавляют 30 г ксилола и перемешивают в течение 10 мин при температуре от 30 до 35°С с получением однородного состава. Затем проводят измерение вязкости полученного состава, которая равна 62 мм2/с. Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.

Эффективность применения предлагаемого состава изучали в процессе доотмыва нефти из образцов кернового материала пласта А2 Серного месторождения.

Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение лабораторных фильтрационных исследований были выполнены в соответствии со следующими нормативными документами: ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Ход эксперимента: для проведения фильтрационного эксперимента были выбраны 2 керна № S-l, S-2 абсолютной проницаемостью 0,450 и 0,520 мкм соответственно, что позволило сформировать составную модель общей длиной 14,75 см с целью недопущения образования «концевых эффектов», что соответствует требованиям ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Приготовление модели пластовой воды Серного месторождения с общей минерализацией 271 г/л, используемой для насыщения кернов и фильтрации, производилось путем растворения в дистиллированной воде солей NaCl, MgCl2, KCl, CaCl 2. Плотность минерализованной воды при 20°С составила 1,1677 г/см.

Насыщение исследуемых образцов естественного керна приготовленной моделью пластовой воды производилось с использованием вакуумного насоса и ручного сатуратора согласно ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением». С целью оценки степени насыщения образцов керна водой производилось их предварительное высушивание при 85°С в течение 24 часов и последующее взвешивание.

После формирования в керновом материале 100%-ой водонасыщенности производилось моделирование остаточной водонасыщенности исследуемых образцов керна с использованием центрифуги ОПН-8. Затем составная модель помещалась в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700 (Vinci Technologies), где создавались давление гидрообжима равное 17,24 МПа и температура в 20°С.

На первом этапе эксперимента выполняли замещение воды нефтью Серного месторождения (тяжелая 0,9044 т/м3, высоковязкая 212,1 мПа·с) в образцах керна, в результате чего составная модель пласта была насыщена 12,5 мл нефти и 3,47 мл невытесненной воды.

Второй этап заключался в вытеснении нефти моделью воды при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 5,5 МПа/м. Коэффициент вытеснения нефти по воде составил 4,53/12,5=0,362 д.ед. На фиг. 3 представлены результаты вытесенения нефти минерализованной водой.

Третий этап эксперимента позволил определить коэффициент довытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин. В процессе фильтрации наблюдался рост градиента давления на керне до максимального значения - 7,62 МПа/м. Коэффициент вытеснения остаточной нефти по реагенту составил 3,21/12,5=0,25 д.ед. Конечный коэффициент вытеснения составил 0,61 д.ед. (вытеснение водой 0,36 д. ед., довытеснение реагентом 0,25 д.ед.). На фиг. 4 представлены результаты довытесенения нефти реагентом. Концентрация нефти в растворе «реагент + нефть» определялась при помощи плотномера DE 40 (Mettler Toledo), обладающего функцией измерения концентрации вещества в жидкости.

Результаты эксперимента показали, что реагент проявил высокую эффективность при закачке оторочкой в количестве 2 поровых объемов, при этом достигнутый максимальный градиент давления является средним значением, что позволит успешно применять данный состав на промыслах.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий загуститель и моющий агент, отличающийся тем, что в качестве загустителя содержит смесь рапсового и пальмового масел, а в качестве моющего агента содержит ксилол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

рапсовое масло 9 0,0-95,0
пальмовое масло 3,0-8,0
ксилол 2,0-5,0

www.freepatent.ru