Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии физико-химического воздействия на нефтяные залежи гранитного фундамента

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии физико-химического воздействия на нефтяные залежи гранитного фундамента"

УДК 622.276.6 На правах рукописи

/П--- -

КАРИМОВ СИРИН САЛАВАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ ГРАНИТНОГО ФУНДАМЕНТА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

2 9 АП? 2015

АВТОРЕФЕРАТ

I

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005567901

Уфа-2015

005567901

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»),

Научный руководитель - Велиев Мубариз Мустафа оглы,

доктор технических наук, доцент, Совместное предприятие «Вьетсовпетро», Главный специалист высшего класса производственно-технического отдела Аппарата Управления Дирекции

Официальные оппоненты: - Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

- Сагитов Дамир Камбирович,

кандидат технических наук, ООО Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология», ведущий научный сотрудник

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 26 мая 2015 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 16 апреля 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор оЛИ^-~__Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Текущий этап эксплуатации месторождения «Дракон» усугубляется проблемами, связанными с поздней стадией его разработки: неравномерной выработкой запасов, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, повышением вязкости нефти за счет ее окисления при контакте с кислородом, растворенным в нагнетаемой в пласт воде, увеличением концентрации асфальтосмолистых веществ, старением и износом фонда скважин и т.д. В этих условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных методов и технологий воздействия на продуктивные пласты, направленных на вовлечение в разработку всех типов остаточной нефти и эффективное освоение месторождений тяжелой высоковязкой нефти, с целью повышения нефтеотдачи пластов (11Н11). В отличие от обычной нефти, высоковязкая тяжелая нефть с содержанием асфальтосмолистых веществ выше критического значения является высококонцентрированной ассоциированной дисперсной системой, осложняющей ее добычу, подготовку и транспортирование и требующей применения специальных технологий, одной из которых является закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Однако, экономическая эффективность применения метода нагнетания ПАВ в прошлом была низкой, поэтому не нашла широкого применения в промышленной практике. Рост цен на нефть и возможность синтезировать и производить термостойкие и солестойкие ПАВы со значительно низкими, в сравнении со старыми ценами, сделали актуальным их применение в нефтедобыче.

Диссертационная работа направлена на решение этой актуальной задачи - разработку и совершенствование технологии физико-химического воздействия на залежи гранитного фундамента и в целях увеличения дебита добывающих скважин для условий месторождений СР Вьетнам.

Цель работы. Повышение нефтеотдачи залежи фундамента за счет технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении.

Основные задачи исследований

1. Анализ эффективности разработки залежи гранитного фундамента месторождения «Дракон» и исследование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи.

2. Разработка композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти при заводнении залежи фундамента месторождения «Дракон».

3. Экспериментальное исследование композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти.

4. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи залежи гранитного фундамента.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов статистического анализа обработки геолого-промысловой информации, оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с применением физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ, лабораторных и промысловых исследованиях с применением физического моделирования изучаемых процессов.

Научная новизна

1. Научно обоснованы принципы создания композиций поверхностно-активных веществ с целью повышения коэффициента нефтеотдачи залежи гранитного фундамента.

2. Исследованы на пластовых моделях фундамента и предложены новые композиционные составы и термостойкие добавки-полимеры, улучшающие свойства композиций поверхностно-активных веществ.

3. Установлен механизм вытеснения нефти из пород фундамента при применении композиций на основе ПАВ.

На защиту выносятся:

- метод исследования механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи с помощью поверхностно-активных веществ;

- рецептура новых композиций поверхностно-активных веществ, состоящих из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата, а-олефин сульфоната и алкилфенол этоксилата, для повышения коэффициента нефтеотдачи залежи фундамента;

- технология увеличения нефтеотдачи пластов новыми композициями поверхностно-активных веществ;

- результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора.

Практическая ценность работы

Разработаны новые составы и технология физико-химического воздействия на залежи гранитного фундамента.

Результаты лабораторных и промысловых исследований, новые составы и технология применения прошли апробацию на месторождении «Дракон» СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам). Пилотное внедрение разработанного комплекса и технологий позволило за 10 месяцев получить дополнительно 8,59 тыс. т нефти, а чистая прибыль 1,14 млн долларов США.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• семинарах НИПИморнефтегаз (2010 - 2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);

• научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз (2010 - 2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013» (г. Уфа, май 2013 г.);

• тринадцатой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2013 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта

нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2014» (г. Уфа, май 2014 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и результатов работы, списка использованных источников из 105 наименований. Работа изложена на 126 страницах машинописного текста, содержит 23 рисунка, 49 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н. М.М. Велиеву, специалистам СП «Вьетсовпетро» к.т.н. А.Н. Иванову, к.т.н. Чан Ле Фыонг за оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна, практическая ценность и реализация работы.

В первой главе рассматривается современное представление о геологическом строении залежи фундамента, текущем состоянии системы разработки и степени выработки запасов углеводородного сырья.

Полигоном для отработки методических основ выбора объектов для обоснования параметров физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ с целью повышения нефтеотдачи выбран основной продуктивный пласт — фундамент месторождения «Дракон».

Нефть залежи фундамента характеризуется низким давлением насыщения, маленьким газосодержанием и высокой вязкостью -1,969 мПа-с. Высокая вязкость пластовой нефти и низкое газосодержание

являются неблагоприятными условиями при вытеснении нефти из залежи водой и ее отборе.

В случае применения системы поддержания пластового давления (ППД) закачивается морская вода. Для обеспечения наиболее продолжительного безводного периода работы скважин важно поддерживать забойное давление выше давления, способствующего образованию конуса подошвенной воды. Негативные последствия конусообразования выражаются не только в увеличении обводненности добываемой продукции, но и приводят к защемлению части активных запасов, что может существенно понизить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения.

Далее анализируется эффективность реализуемой системы разработки.

Анализ состояния разработки месторождения «Дракон» позволяет сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Неравномерное расположение нагнетательных скважин по зонам в определенной мере повлияло на эффективность системы ППД. Об этом свидетельствуют аномально высокие значения пластового давления в отдельных скважинах.

2. Появление воды в скважинах при общей тенденции падения пластового давления вполне может являться ранним прорывом. Причиной этого явления служит быстрое движение флюидов к забоям скважин по трещинам с аномально высокой проницаемостью, образование конуса воды вследствие падения забойного давления при интенсивном отборе нефти, большая разница вязкости пластовой и закачиваемой вод, которая оценивается в 5,2 раза, еще более усугубляет раннее появление воды.

3. Высокая вязкость пластовой нефти и низкое газосодержание являются неблагоприятными условиями для её вытеснения из залежи водой и поднятии. Улучшение характеристик вытеснения нефти закачиваемой водой должно быть рассмотрено и осуществлено применением химических реагентов для выравнивания вязкости пластовых флюидов и регулирования процесса разработки.

Таким образом, текущий этап эксплуатации месторождения «Дракон» усугубляется проблемами, связанными с поздней стадией разработки, характеризующейся дальнейшим нарастанием негативных факторов: неравномерной выработкой запасов, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, повышением вязкости нефти, связанным с ее окислением при контакте с кислородом, растворенным в нагнетаемой в пласт воде, увеличением концентрации асфальтосмолистых веществ, старением и износом фонда скважин и т.д. В этих условиях становится весьма актуальным доизвлечение остаточных запасов нефти невозможное без применения специальных методов и технологий воздействия на продуктивные пласты с целью ПНП.

Во второй главе приводятся результаты исследования механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ.

Отмечено, что в 60-х годах стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов — углеводородного газа, полимеров, поверхностно-активных веществ, щелочей, кислот и др. Эти методы были направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.

Экспериментальные и промысловые исследования по применению поверхностно-активных веществ в качестве добавок при заводнении нефтяных пластов проводятся уже более 50 лет. За это время разработаны, в основном, физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, проведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях.

Однако, до настоящего времени многие аспекты этой проблемы требуют уточнения и дальнейшего исследования.

Сложность и многогранность механизма нефтеотдачи при воздействии ПАВ на остаточную нефть в коллекторах гранитного фундамента предопределяют необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.

При вытеснении нефти из гидрофильной среды основная доля нефти добывается в безводный период, и водный период для таких пород непродолжителен. Остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах, нефть из мелких и средних капилляров выталкивается в виде капель в более крупные капилляры.

В гидрофобной пористой среде при вытеснении нефти вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, и процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводньм и продолжительным водным периодами. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.

Приведено научное обоснование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ.

Различают остаточную нефть двух типов:

- не вовлеченную в процесс фильтрации, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов;

- оставшуюся в частично промытых объемах пласта.

Увеличение коэффициента нефтеотдачи естественно трещиноватых коллекторов методом закачки ПАВ связано со следующими факторами:

- рост капиллярного коэффициента;

- улучшение адгезионно-водосмачиваемости пород;

- уменьшение поверхностного натяжения на границе нефтяной и водной фаз.

В процессе вытеснения нефти ПАВ оказывают влияние на межфазное натяжение на границе «нефть - вода» и поверхностное натяжение на границах «нефть - порода» и «вода - порода», а также действие ПАВ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ оказывает влияние на стабилизацию дисперсии нефти в воде, прирост коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при

капиллярной пропитке, и повышение относительных фазовых проницаемостей пористых сред.

Основная физическая сущность увеличения нефтеотдачи заключается в уменьшении капиллярного давления.

Изменение смачиваемости пород от нефтяной к водной или промежуточной может способствовать значительному увеличению коэффициента нефтеотдачи.

Результаты исследований по пустотной структуре трещиноватых пород-коллекторов фундамента и механизму вытеснения нефти при закачке ПАВ показывают, что для повышения коэффициента вытеснения нефти из трещиноватых пород фундамента выбор метода закачки ПАВ является весьма целесообразным. В случае с трещиноватыми породами фундамента месторождения «Дракон» довольно высокая вязкость пластовой нефти и относительно низкая пластовая температура — 91 °С являются благоприятными факторами для успешного применения этого решения.

Нефть с высоким содержанием смол и асфальтенов обладает высокой вязкостью (около 2 сП при 91 °С у нефти месторождения «Дракон»), а нагнетаемая в пласт вода - очень низкой (0,38 сП при 91 °С), что дает высокое соотношение подвижности между нефтью и водой и приводит к низкой эффективности вытеснения нефти. Для увеличения эффективности вытеснения нефти уменьшают поверхностное натяжение между нефтяной и водной фазами, применяя закачку ПАВ и полимеров, при этом возможно получить до 70 % остаточной нефти после вторичной разработки.

Таким образом, при неуклонном спаде добычи нефти практически отсутствуют эффективные технологии по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Имеющиеся решения, в основном, носят поисковый характер и, как правило, имеют ряд серьезных ограничений.

В третьей главе приведены результаты разработки композиций поверхностно-активных веществ и методов их закачки для увеличения коэффициента вытеснения нефти при заводнении залежи фундамента месторождения «Дракон». Предложены оптимальные составы композиций

ПАВ и методы оценки основных показателей закачки ПАВ на пластовой модели пород фундамента месторождения «Дракон».

Технология предназначена для повышения эффективности доизвлечения остаточных запасов нефти из залежи фундамента месторождения «Дракон» путем добавления в закачиваемую воду композиций ПАВ. В результате присутствия ПАВ в закачиваемой воде поверхностное натяжение между нефтью и водой уменьшается, смачиваемость породы водой улучшается, что приводит к повышению эффективности вытеснения, особенно эффективности капиллярного вытеснения из микротрещиноватых зон, которые обычно не задействованы гидродинамическими силами в процессе обычного заводнения залежи.

При проведении лабораторных исследований выбраны следующие химические реагенты:

- алкилбензолсульфонат — хорошо растворяется в пресной воде, а в морской — нет;

- смесь этоксилированного и пропоксилированного сульфата — хорошо растворяется в пресной и морской водах, стабильна в работе и может растворять предыдущий состав в морской воде;

- а-олефинсульфонат — хорошо растворяется в пресной и морской водах;

- этоксил алкилфенол — является высокопенным смачивателем, может использоваться как регулятор вязкости, сохраняет свои свойства в воде любой жесткости;

Кроме того, в лабораторных исследованиях использованы морская вода, взятая из района месторождения «Дракон», и нефть месторождения «Дракон», не содержащая химических добавок.

Далее исследуется возможность смешения различных ПАВ с морской водой и термостойкость композиций поверхностно-активных веществ.

В качестве вспомогательного ПАВ для повышения поверхностного натяжения и стабилизации ПАВ в исследуемой среде используется реактив Со-ПАВ изопропанол - изопропиловый спирт. Влияние этого вещества на

ПАВ из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата и а-олефинсульфоната состоит в том, что раствор из а-олефинсульфоната (0,02 %) + изопропаиол (0,02 %) обладает начальным поверхностным натяжением 0,5 мН/м, т.е. меньшим, чем у раствора, состоящего из чистого а-олефинсульфоната (0,02 %).

Для разработки оптимальных составов композиций ПАВ в пластовых условиях фундамента месторождения «Дракон» было проведено определение поверхностного натяжения, термостойкости, стабильности растворов в морской воде простых ПАВ, смеси из анионных ПАВ, а также анионных с неионными ПАВ и со-ПАВ и для дальнейших испытаний выбраны следующие составы:

1. Состав, состоящий из алкилбензолсульфоната, этоксилированного и пропоксилированного сульфата и со-ПАВ изопропанола.

2. Состав, состоящий из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата, а-олефинсульфоната и этоксил алкилфенола.

В результате проведения экспериментальных исследований двух составов ПАВ определено, что вторая композиция имеет хорошие результаты по стабильности в морской воде со всеми образцами - после 31-дневной термической выдержки при температуре 91 °С все растворы остаются прозрачными. Надо отметить, что концентрации всех приготовленных образцов отвечают техническим требованиям (< 500 ррт), поверхностное натяжение образцов с нефтью фундамента месторождения «Дракон» очень небольшое (< 1 мН/м) и практически не меняется в течение времени исследования. В процессе оптимизации выбран второй состав ПАВ для исследования по вытеснению нефти из пород фундамента месторождения «Дракон».

Таким образом, по результатам проведенных лабораторных исследований в дальнейшем исследуется композиция ПАВ, состоящая из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата с концентрацией 150 ррт (42,85 %), а-олефин сульфоната с концентрацией 150 ррт (42,85 %) и алкилфенол этоксилата с концентрацией 50 ррт (14,30 %) - AMS-2.

Четвертая глава посвящена исследованию процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента.

Для оценки коэффициента вытеснения нефти композицией ПАВ, состоящей из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата, а-олефинсульфоната и этоксил алкилфенола, рассмотрено её влияние на процесс вытеснения нефти на модели пласта из образцов залежи фундамента месторождения «Дракон» длиной > 200 мм и диаметром 50 мм. Рабочие флюиды состоят из модели нефти фундамента месторождения «Дракон», морской воды и композиций ПАВ.

Результаты исследования стабильности растворов ПАВ с морской водой при времени выдержки от 1 до 31 сут и концентрациях ПАВ от 0 до ЮООррт показали, что растворы ПАВ остаются прозрачными, значения поверхностного натяжения обратно пропорциональны темппературе. Однако, изменения очень незначительны и находятся в пределах допустимой ошибки измерения. Поэтому, лабораторные исследования по определению поверхностного натяжения производятся при комнатной температуре (около 30 °С).

Все результаты эксперимента при температуре 91 °С в пределах общей концентрации систем ПАВ 350...1000 ррт дали значения поверхностного натяжения от 0,13 до 0,32 мН/м, которые практически не менялись за время термической выдержки до 31 суток.

Таким образом, выбранная для исследований процесса вытеснения нефти на пластовой моделе залежи фундамента композиция ПАВ обладает хорошей термической стойкостью, низким поверхностным натяжением и стабильностью в морской воде.

Проведено исследование степени адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхностях пород фундамента.

Из результатов опытов можно сказать, что адсорбция использованного при закачке ПАВ на поверхности пород фундамента не происходит. Это объясняется тем, что поверхность пород-коллекторов фундамента заряжается отрицательно, а в морской воде растворы ПАВ являются

анионными и это приводит к отталкиванию молекул ПАВ от поверхности породы фундамента. Кроме того, в растворе морской воды содержатся довольно высокие концентрации других ионов, которые конкурентно адсорбируются на поверхности пластовой породы.

Далее исследовано изменение смачиваемости поверхности пород по результатам измерения угла контакта капли нефти на поверхности пластовой породы.

Для получения высокой эффективности процесса извлечения нефти время контакта растворов ПАВ с нефтеносным керном играет решающую роль. Такая операция может быть выполнена путем регулирования скорости закачки или времени выдержки керна для максимального вытеснения нефти на поверхность.

С этой целью исследован процесс вытеснения нефти водой и оторочкой композиций ПАВ на модели пласта залежи фундамента. Результаты определения коэффициента вытеснения нефти приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Результаты определения коэффициента вытеснения нефти

Параметры Модель 1 Модель 2 Модель 3

Начальная проницаемость керна, пЮ 41,3 291,0 411,0

Проницаемость для воды до закачки ПАВ, пЮ 8,4 31,3 115,0

Проницаемость для воды после закачки ПАВ, тБ 4,9 49,4 228,0

Коэффициент восстановления проницаемости для воды до закачки ПАВ, К 0,6 1,58 1,98

Повышение коэффициента вытеснения нефти 3,5 8,3 6,2

Исходя из результатов определения коэффициента нефтевытеснения и данных по пластовым моделям, можно отметить:

- восстановление проницаемости системы образцов в моделях 2 и 3 значительно выше, чем в модели 1, ще проницаемость уменьшилась на 40 %;

- при одинаковом содержании ПАВ (1000 ррш), модель с большей долей макроскопических пустот (0,16 против 0,15) обладает меньшим коэффициентом нефтевытеснения (6,2 % против 8,3 %);

- при повышении содержания ПАВ в два раза (с 500 ррш до 1000 ррт), коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 2,3 раза.

В моделях 2 и 3 проницаемость не только восстановилась, но и выросла на довольно большую величину по сравнению с их водопроницаемостью до закачки растворов ПАВ. Это показывает, что раствор ПАВ вытесняет большую часть нефти из трещин (особенно микротрещин), тем самым расширяет их размеры, что приводит к увеличению связи между трещинами, в результате чего флюиды легче перемещаются в системе образцов, водопроницаемость увеличивается по сравнению с начальной.

Отмечено, что при введении добавок с целью улучшения вязкости улучшается адсорбция композиций ПАВ на поверхности пород в пластах. Однако основные факторы воздействия на повышение коэффициента нефтеотдачи в трещиноватых породах принадлежат капиллярной фильтрации, поэтому предложено для получения эффективных результатов использовать ПАВ, более глубоко проникающее в породу. По этой причине в последующих опытах не применяются ингибиторы адсорбции.

На основании результатов исследования стабильности растворов ПАВ и их термостойкости, при использовании некоторых термостойких добавок-полимеров при 128 °С, выбран полимер сульфонированный полиакриламид А>1-125 (время растворения в пресной воде - 120 мин, эффективная вязкость при 170 с"1 - 19мПа-с, время гелеобразования при температуре 90 °С - 0,8 ч, устойчивость геля при температуре 70...90 °С более 30 сут, степень сульфонирования 25 мольн. %, ориентировочная молекулярная масса 2 млн дальтон) как добавка для улучшения вязкости композиции ПАВ АМ8-2 с исследуемыми образцами.

Преимущество этого полимера состоит в высокой термо- и солестойкости. Имеющиеся в макроцепях таких полиакриламидов сульфонатные группы экранируют амидные группы акриламидных звеньев, препятствуя их гидролизу при повышенных температурах, в результате чего повышается стойкость растворенного полимера к термоокислительной деструкции.

Результаты исследования изменений вязкости и поверхностного натяжения на границе нефть-композиция ПАВ в процессе выдержки при 91 °С в пластах месторождения «Дракон» показали, что образец с содержанием композиции ПАВ - 800 ррш и А1Ч-125 - 200 ррш является самым стабильным как по уменьшению поверхностного натяжения, так и по вязкости. Поэтому он выбран для дальнейшего исследования на модели из керна пород фундамента месторождения «Дракон».

Далее проведено испытание вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента.

Серия прямых определений коэффициентов вытеснения нефти при закачке воды и ПАВ была проведена на 5 сборных моделях пласта, составленных из образцов керна пород фундамента месторождения «Дракон» и охватывающих широкий диапазон фильтрационно-емкостных свойств: пустотность - 3,44...9,82 % (среднее значение 5,84 %) и нефтепроницаемость - 11,1___411 мД (среднее значение 221 мД).

Результаты опытов по определению коэффициентов вытеснения нефти при закачке воды и ПАВ приведены в таблице 2. Среднеарифметическое значение приращения коэффициента вытеснения нефти составило 0,069 (0,0604...0,0829) и коэффициент восстановления проницаемости для воды при закачке раствора ПАВ равен 1,25 (0,71... 1,98).

Таблица 2 - Экспериментальные результаты закачки композиции ПАВ

на керновых моделях пласта

Номер модели Проницаемость по нефти, мД Пористость И, д.ед. Остаточная водона-сьпцен-ность, Sob, д.ед. Остаточная нефтенасы-щенность после вытеснения водой 8ю„, д.ед. Л1. закачка воды, д.ед. Остаточная нефте-насьпцен-ность после закачки ПАВ Эгон, д.ед. Л2, закачка ПАВ, д.ед. АЛ, Д.ед. Коэффициент восстановления проницаемости, К, д.ед.

11 291 0,0344 0,3956 0,3721 0,3843 0,3220 0,4672 0,0829 1,58

2 411 0,0622 0,4091 0,3725 0,3696 0,3359 0,4316 0,0620 1,98

3 11,1 0,0495 0,3618 0,3924 0,3851 0,3537 0,4458 0,0607 1,09

4 27,4 0,0477 0,3575 0,3681 0,4271 0,3175 0,5059 0,0778 0,91

5 365 0,0982 0,2836 0,3502 0,5112 0,3069 0,5716 0,0604 0,71

Среднее 221,1 0,0584 0,3615 0,3711 0,4155 0,3272 0,4844 0,0690 1,25

Результаты исследований приращения коэффициента вытеснения нефти и коэффициента восстановления проницаемости при закачке оторочки композиции ПАВ (0,15 объема пор) показали, что значение приращения коэффициента вытеснения нефти композицией ПАВ с концентрацией 1000 ррт на модели пласта пород фундамента месторождения «Дракон» при пластовых условиях равно 7,78 %, а коэффициент восстановления проницаемости после закачки композиции ПАВ составил 0,91 (рисунок 1).

2 4 6 8 10 12 14

Относительный объем закачки, Узак/Упор

—О— Нефтеотдача д. ед. —Л- Перепад давления, кг/смг

Рисунок 1 - Динамика вытеснения нефти при закачке воды

и композиций ПАВ на модели пласта пород фундамента

В пятой главе приведена технология физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи залежи фундамента месторождения «Дракон» и результаты её апробации в промышленных условиях.

Поскольку исследования, выполненные на моделях, не отражают в полном масштабе все сложные гидродинамические процессы, происходящие в пласте, и геолого-тектонические факторы, влияющие на коэффициент нефтеотдачи, одним из эффективных инструментов изучения процесса вытеснения нефти раствором ПАВ является метод исследования с помощью компьютерной цифровой гидродинамической модели пласта.

Результаты расчетов на гидродинамической модели показали:

- объем закачанной композиции ПАВ очень мал по сравнению с поровым объемом пласта;

наблюдается пропорциональное увеличение повышения коэффициента нефтеотдачи при увеличении объема закачанной композиции ПАВ, но чем больше отношение объема композиций ПАВ к поровому объему пласта, тем меньше темп повышения коэффициента нефтеотдачи;

- при объеме закачанной композиций ПАВ, составляющей 15 % от всего порового объема пласта, коэффициент нефтеотдачи может достичь 3,4 %.

Контрольный расчет на гидродинамической модели дает положительный результат - получено повышение нефтеотдачи при применении технологии закачки оторочки композиций ПАВ в пласт в размере 6,9 %.

Далее приводятся основные требования к техническим характеристикам композиций поверхностно-активных веществ.

Композиция ПАВ, состоящая из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата, а-олефинсульфоната и этоксил алкилфенола предназначена для залежи, приуроченной к трещиноватой магматической породе массивного типа, в частности, для фундамента месторождения «Дракон» с пластовой температурой до 91 "Си общей минерализацией закачиваемой воды 35 мг/л.

Для приготовления композиции ПАВ применяют следующие химические реагенты:

- натриевая соль альфа-олефин сульфонатов;

- натриевая соль алкилсульфатов;

- этокси алкилфенолы;

- сульфонированный полиакриламид марки АЫ 125;

- морская вода.

Процентное содержание компонентов для приготовления композиции ПАВ, разработанной на основании проведенных лабораторных исследований, представлено в таблице 3.

Таблица 3 - Процентное содержание компонентов для приготовления

композиции ПАВ

№ Состав ПАВ Компоненты ПАВ Вид Содержание в растворе ПАВ, % масс.

Основное ПАВ Натриевая соль альфа-олефин сульфонатов Жидкость 12,92

1 Натриевая соль алкилсульфатов Гель 39,384

Этокси алкилфенолы Гель 27,696

2 Вспомогательное ПАВ АМ-125 Порошкообразный 20,0

С учетом промысловых условий залежи, ориентировочного времени испытания на промыслах, возможности финансирования и других факторов выдвинуты следующие концепции расчета и выбора вариантов:

- принять значение коэффициента повышения КИН равное значению, определенному на гидродинамической модели залежи фундамента с учетом сложного геологического строения и неоднородности коллектора, а также с целью обеспечения безопасности экономических расчетов, т.е. в размере 3,4 %;

- нефтенасыщенность пласта является значением насыщенности того участка применения технологии, где расположены испытуемые скважины, которые уже промыты закачиваемой водой в процессе разработки, взята величина близкая к значению остаточной нефтенасыщенности - 40 %;

- приемистость взята на основании фактической приемистости нагнетательных скважин, планируемых к закачке - 800 м3/сут;

- время закачки должно быть не более 6 месяцев;

- объем закачиваемого раствора определяется по приемистости скважины и времени закачки;

- пробные испытания проводятся на ГТС, где имеется максимальная обеспеченность для реализации этого процесса.

Далее приведена сама технология физико-химического воздействия композиции поверхностно-активных веществ при заводнении.

Технология физико-химического воздействия ПАВ направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи вследствие уменьшения силы поверхностного натяжения на границе раздела нефти и воды и уменьшения краевого угла избирательного смачивания, что способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, повышению эффективности вытеснения нефти водой в целом и капиллярного вытеснения, в частности, в микротрещинах коллектора продуктивных пластов. Все это приводит к:

- вовлечению в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из микротрещин;

- увеличению коэффициента капиллярного вытеснения нефти;

- увеличению коэффициента гидродинамического вытеснения нефти;

- в конечном счете, к увеличению нефтеотдачи.

Критериями выбора скважин являются работающие нагнетательные скважины, имеющие гидродинамическую связь с окружающими добывающими скважинами.

Расход реагентов для приготовления раствора определяется по следующему принципу.

Товарная форма основного ПАВ с концентрацией 30 % разбавляется до 10 %-ного рабочего раствора. Раствор ПАВ еще раз разбавляется закаченной водой до концентрации закачиваемого раствора, которая составляет 0,08 %. Вспомогательное ПАВ в виде порошка добавляется в 0,08 % раствор ПАВ в количестве 0,02 % (0,02 кг на каждый 1 м3).

Отмечено, что при подготовке 100 м3 0,1 %-ного закачиваемого раствора необходимо 0,8065 м3 10 %-ного раствора основного ПАВ, 2,0408 м3 1 %-ного раствора вспомогательного ПАВ и 97,1527 м3 закачиваемой воды.

Технология закачки раствора ПАВ производится в следующей последовательности.

1. Для проведения закачки раствора ПАВ выбираются работающие нагнетательные скважины, имеющие гидродинамическую связь с окружающими добывающими скважинами.

2. При выборе скважин для воздействия в качестве главного показателя следует принимать прогнозные значения возможности повышения ее продуктивности и дебита или уменьшения обводненности продукции.

3. По геолого-физическим характеристикам пласта, времени и приемистости скважины или, исходя из приемистости нагнетательных скважин и времени закачки, производится расчет объема раствора.

4. По приемистости скважины производится расчет объема закачиваемого ПАВ.

5. Проводится опрессовка водой нагнетательных линии от цементных агрегатов до скважины на полуторакратное ожидаемое давление, но не выше 320 атм.

6. Производится замер приемистости нагнетательной скважины. Подключается линия подачи раствора ПАВ и производится калибровка расхода раствора.

7. Расчетное количество раствора ПАВ закачивается в пласт. Давление закачки должно быть не более параметров, указанных в п. 6.

8. Периодически замеряют приемистость и своевременно регулируют подачу рабочего раствора, чтобы обеспечить необходимую рабочую концентрацию.

Технология физико-химического воздействия композиции поверхностно-активных веществ апробирована в промышленных условиях.

Экономическая оценка эффективности внедрения технологии показала, что дополнительная добыча нефти от проведения физико-химического воздействия композиций поверхностно-активного вещества для повышения нефтеотдачи залежи фундамента за 10 месяцев составила 8,6 тыс. т и получена чистая прибыль в размере 1,14 млн долларов США.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ состояния разработки месторождения «Дракон» показал:

- неравномерное расположение нагнетательных скважин по зонам отрицательно влияет на эффективность системы ППД, о чем свидетельствуют аномально высокие значения пластового давления в отдельных скважинах;

высокая вязкость пластовой нефти и низкое газосодержание являются неблагоприятными условиями при вытеснении нефти из залежи водой. Улучшение характеристик вытеснения может быть осуществлено применением химических реагентов для выравнивания вязкости пластовых флюидов и регулирования процесса разработки.

2. Разработан новый композиционный состав ПАВ для повышения коэффициента нефтеотдачи залежи фундамента, обладающий хорошей термической стойкостью 91 °С, низким поверхностным натяжением и стабильностью в морской воде с минерализацией 35 г/л, состоящий из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата (42,85 %), а-олефин сульфоната (42,85 %) и алкилфенол этоксилата (14,3 %)

3. На основании результатов исследования взаимодействия различных термостойких добавок-полимеров при 128 °С обосновано использование полимера сульфонированный полиакриламид AN 125 (время растворения в пресной воде - 120 мин, эффективная вязкость при 170 с"1 -19 мПа-с, время гелеобразования при температуре 90 °С - 0,8 ч, устойчивость геля при температуре 70 - 90 °С более 30 сут) в качестве добавки для улучшения вязкости композиции ПАВ.

4. Оценка результатов, полученных на физических моделях пород коллекторов фундамента показала, что эффективность вытеснения нефти водой становится низкой при высоком поверхностном натяжении на границе между водной и нефтяной фазами, особенно в случае нефти высокой вязкости.

5. Экспериментальные исследования закачки воды и композиций ПАВ, проведенные на фильтрационных моделях пород фундамента, охватывающих широкий диапазон фильтрационно-емкостных свойств (пустотность 3,44...9,82 % и нефтепроницаемость 11,1...411 мД) показали,

что при закачке оторочки композиций на основе этоксилированного и пропоксилированного сульфата (42,85 %), а -олефин сульфоната (42,85 %) и алкилфенол этоксилата (14,3 %) в количестве 0,15 объема пор дает приращение коэффициента вытеснения нефти 7,78 %, а коэффициент восстановления проницаемости для воды модели пласта после закачки композиций ПАВ составляет 0,91.

6. Разработана технология повышения нефтеотдачи залежи гранитного фундамента физико-химическим воздействием на нефтяную залежь композициями поверхностно-активных веществ.

Предложенная технология апробирована в промысловых условиях месторождения «Дракон». Экономическая оценка эффективности внедрения технологии показала, что дополнительная добыча нефти от проведения физико-химического воздействия композиций поверхностно-активного вещества для повышения нефтеотдачи залежи фундамента за 17 месяцев составила 6,855 тыс. т и получена чистая прибыль в размере 1,028 млн долларов США.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Каримов, С. С. Особенности проектирования и разработки нефтяной залежи фундамента Юго-Восточного участка месторождения «Дракон» [Текст] / С. С. Каримов, А. Н. Иванов, М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИГТГЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). - С. 41-50.

2. Ты Тхань Нгиа. Вытеснение нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа,

2014. - Вып. 2 (96). - С. 51-61.

3. Ты Тхань Нгиа. Технология физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении на месторождении «Дракон» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, С. С. Каримов,

М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 3 (97). - С. 5-14.

Прочие печатные гадания

4. Дао Нгуен Хынг. К вопросу об увеличении капиллярного показателя для вытеснения остаточной нефти [Текст] / Дао Нгуен Хынг, М. М. Велиев, С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2013». — Уфа, 2013.-С. 38-39.

5. Иванов, А. Н. Капиллярная самофильтрация поверхностно-активного вещества в трещиноватых породах-коллекторах и увеличение коэффициента нефтеотдачи [Текст] / А. Н. Иванов, С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума,- Уфа, 2013. —С. 50-51.

6. Иванов, А. Н. Исследование возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой [Текст] / А. Н. Иванов, С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2014». - Уфа, 2014. - С. 129-130.

7. Каримов, С. С. Влияние адгезионной водосмачиваемости пород на увеличение коэффициента нефтеотдачи [Текст] / С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 40.

8. Каримов, С. С. Капиллярная автопроницаемость и повышение коэффициента нефтеотдачи трещиноватых коллекторов [Текст] / С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках

Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 41-42.

9. Каримов, С. С. Применение поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг, Э. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. — Уфа, 2013. — С. 87-90.

10. Каримов, С. С. Некоторые вопросы исследования композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти [Текст] / С. С. Каримов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2013. - С. 46-47.

11. Каримов, С. С. Исследование термостойкости композиций поверхностно-активных веществ [Текст] / С. С. Каримов, Чан Ле Фыонг, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. — С. 151-153.

12. Ле Минь Туан. Исследование поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами [Текст] / Ле Минь Туан, С. С. Каримов, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014.-С. 126-128.

13. Ты Тхань Нгиа. Определение оптимальных составов и концентрации систем поверхностно-активных веществ [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии-2014». - Уфа, 2014. - С. 154-157.

14. Ты Тхань Нгиа. Исследование процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2014». - Уфа, 2014. — С. 107-109.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 10.04.2015 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,07. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 78. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.