«ОБОСНОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННОИМПУЛЬСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ...»

Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Национальный минерально-сырьевой университет горный»

На правах рукописи

ХУСАИНОВ Радмир Расимович

ОБОСНОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ

ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННОИМПУЛЬСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

доктор технических наук, профессор Молчанов А.А.

Санкт-Петербург -

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ..

1.1 Трудноизвлекаемые запасы нефти и их роль в общей структуре запасов.... 1.2 Анализ и перспективы применения современных методов увеличения нефтеотдачи

1.3 Применение поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях

1.4 Виброволновое воздействие на пласт для повышения нефтеотдачи............ 1.4.1 Технологии виброволнового воздействия на пласт

1.4.2 Описание принципа действия плазменно-импульсной технологии........... 1.5 Результаты применения плазменно-импульсной технологии

1.5.1 Результаты применения плазменно-импульсной технологии на нефтяных месторождениях России

1.5.2 Результаты применения технологии плазменно-импульсного воздействия на нефтегазовом месторождении Жданице (Чешская республика)

1.6 Выводы к главе 1

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОБОСНОВАНИЮ КОМБИНИРОВАННОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ РАСТВОРАМИ НЕИОНОГЕННЫХ ПОВЕРХНОСТНОАКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНОЙ

ТЕХНОЛОГИЕЙ

2.1 Разработка экспериментального стенда моделирования воздействия плазменно-импульсной технологией

2.2 Методика определения диффузионных свойств неионогенных поверхностно-активных веществ

2.3 Методика проведения реологических исследований высоковязких нефтей 2.4 Методика проведения исследований по определению коэффициента вытеснения нефти

2.4.1 Проведение работ по подготовке кернового материала для исследований по определению коэффициента вытеснения нефти

2.4.2 Определение коэффициента вытеснения нефти

2.5 Методика определения коэффициента флокуляции

2.6 Методика исследования распределения размеров асфальтеновых частиц в нефти

2.7 Методика исследований процесса кристаллизации парафинов в нефти...... 2.7.1 Описание используемого оборудования

2.7.2 Методика проведения лабораторных экспериментальных исследований по исследованию процесса кристаллизации парафинов в нефти

2.8 Методика обработки экспериментальных данных

2.9 Выводы к главе 2

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ПРИМЕНЕНИЕМ НЕИОНОГЕННЫХ

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНОЙ

ТЕХНОЛОГИИ

3.1 Обоснование параметров излучателя экспериментального стенда по моделированию плазменно-импульсной технологии

3.1.1 Расчет спектров резонансных (доминантных) частот продуктивных нефтяных пластов

3.1.2 Исследование зависимости характеристик излучаемых импульсов от параметров излучателя

3.2 Исследование влияния комбинированного воздействия на диффузионные свойства поверхностно-активных веществ

3.2.1 Исследование диффузионных свойств поверхностно-активных веществ (нефть Усинского месторождения)

3.2.2 Исследование диффузионных свойств поверхностно-активных веществ (нефть Фаинского месторождения)

3.2.3 Анализ полученных результатов

3.3 Исследование влияния комбинированного воздействия на реологические характеристики аномально вязкой нефти

вытеснения нефти

3.4.1.

месторождения

месторождения

неионогенных поверхностно-активных веществ и плазменно-импульсной технологией на дисперсность асфальтенов в нефти

3.5.1 Исследования дисперсности асфальтенов капиллярным методом........... 3.5.2 Исследования дисперсности асфальтенов при помощи лазерного анализатора микрочастиц

3.6 Исследования процесса кристаллизации парафинов в нефти

3.6.1 Исследование процесса кристаллизации парафинов в нефти Усинского месторождения

3.6.2 Исследование процесса кристаллизации парафинов в нефти Фаинского месторождения

3.7 Выводы к главе 3

ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

РАСТВОРАМИ НЕИОНОГЕННЫХ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ

ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНОЙ ТЕХНОЛОГИЕЙ ДЛЯ

ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

4.1 Последовательность проведения работ при комбинированном воздействии растворами неионогенных поверхностно-активных веществ и плазменноимпульсной технологией

4.2 Технология комбинированного воздействия растворами неионогенных поверхностно-активных веществ и плазменно-импульсной технологией........ 4.2.1 Описание технологического процесса закачки растворов поверхностноактивных веществ в пласт

нагнетательных скважин

4.2.3 Технология комбинированного воздействия для обработки добывающих горизонтальных скважин

4.3 Выводы к главе 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований На сегодняшний день одной из актуальных задач, стоящих перед нефтегазовой промышленностью страны, является поиск новых энергоэффективных технологий добычи, которые позволят повысить техникоэкономические показатели разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН).

В последние годы в общей структуре российских запасов нефти существенно увеличилась доля месторождений с ТЗН. Ввод новых залежей в эксплуатацию, которые, как правило, представлены низкопродуктивными, неоднородными, низкопроницаемыми коллекторами, а также залежами нефти с аномально высокой вязкостью не может в полной мере обеспечить восполнение извлекаемых запасов углеводородного сырья и компенсировать текущее падение добычи на большинстве месторождений. При этом потребление нефти и газа в России и мире увеличивается с каждым годом. Снижение доли активных запасов, вовлечение в разработку месторождений с ТЗН и переход большинства эксплуатируемых месторождений на позднюю стадию разработки требуют поиска и внедрения новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). В связи с этим проблема увеличения полноты извлечения углеводородного сырья из продуктивных пластов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также месторождений с ТЗН является актуальной.

Целью диссертационной работы является повышение нефтеотдачи пластов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти комбинированными физико-химическими и физическими методами.

Повышение нефтеотдачи пластов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти может быть обеспечено за счет применения комбинированного воздействия на пластовую систему растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) в комплексе с плазменно-импульсной технологией (ПИТ).

Задачи исследований месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти и обоснование перспективных направлений развития.

2. Исследование процессов диффузии нефтерастворимых компонентов из водных растворов поверхностно-активных веществ в нефть при воздействии плазменно-импульсной технологией.

3. Экспериментальные исследования изменения реологических свойств образцов высоковязкой нефти при моделировании комбинированного воздействия растворами неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) и ПИТ.

вытеснения нефти при моделировании комбинированного воздействия растворами НПАВ и плазменно-импульсной технологии.

5. Экспериментальные исследования влияния комбинированного воздействия растворами НПАВ и плазменно-импульсной технологией на дисперсность асфальтенов в нефти.

6. Экспериментальные исследования процесса кристаллизации парафинов в нефти при моделировании комбинированного воздействия растворами НПАВ и плазменно-импульсной технологией.

7. Обоснование оптимальных технологических параметров воздействия на продуктивный пласт растворами НПАВ и плазменно-импульсной технологией.

пластовую систему растворами НПАВ и плазменно-импульсной технологией для применения на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

Методы решения поставленных задач экспериментальных исследований. Экспериментальные исследования выполнены в соответствии со стандартными и разработанными методиками (реологические, фильтрационные, определение дисперсности частиц и др.).

Обработка данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы технологии интенсифицировать процессы диффузии нефтерастворимых компонентов неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных алкилфенолов из водных растворов в нефть.

2. Установлены зависимости снижения межфазного натяжения нефти на границе с водной фазой, изменения реологических характеристик нефти, повышения коэффициента вытеснения, повышения дисперсности частиц асфальтенов и снижения температуры начала кристаллизации парафинов при комбинированном воздействии на нефть растворами неионогенных поверхностно-активных веществ и плазменно-импульсной технологией.

Защищаемые научные положения 1. Комбинированное воздействие на образцы нефти, основанное на применении 0,5-1,0 % водных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ с последующим наложением 10-20 импульсов плазменно-импульсной технологии (в зависимости от типа нефти) позволяет увеличить количество продиффундировавших нефтерастворимых компонентов НПАВ из водного раствора в нефть до 4,5 раз.

2. Переход нефтерастворимых компонентов из 0,5-1,0 % водного раствора НПАВ в нефть после воздействия плазменно-импульсной технологией (10-20 импульсов в зависимости от типа нефти) сопровождается снижением межфазного натяжения на границе «нефть - водная фаза», способствует снижению интенсивности проявления тиксотропных свойств нефти, увеличению коэффициента вытеснения нефти из образца породы-коллектора, увеличению дисперсности асфальтенов и снижению температуры кристаллизации парафинов в нефти.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного оборудования, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы 1. Разработана комбинированная технология увеличения нефтеотдачи, которая заключается в последовательной закачке в продуктивный пласт водного раствора НПАВ с последующим воздействием ПИТ на пластовую систему для применения на месторождениях высоковязких нефтей и месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

комбинированным воздействием и устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальных скважин (патент РФ № 131503).

3. Обоснованы условия применения комбинированной технологии воздействия НПАВ и ПИТ с учетом физико-химических характеристик нефти Усинского и Фаинского месторождений.

4. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в «Нефтегазопромысловое оборудование», «Особенности разработки и эксплуатации залежей аномально вязких нефтей», «Подземная гидромеханика», «Подземный и капитальный ремонт скважин», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов» студентам направления «Нефтегазовое дело».

Апробация работы Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на 64-ой Международной научной студенческой конференции «Нефть и газ-2010» (г. Москва, РГУ НГ им.

Губкина, 2010); Студенческой научной конференции г. Санкт-Петербург, СПГГИ им. Г.В. Плеханова (технический университет), 2010); Международной научно-технической конференции студентов, посвященной 90-летнему юбилею Азербайджанской государственной нефтяной академии (Азербайджан, г. Баку, АГНА, 2010); VIII Международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, АГУ, 2010);

недропользования» (г. Санкт-Петербург, СПГГУ, 2011); Всероссийской конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и природных битумов» (г. Ухта, УГТУ, 2011); IV Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, 2011); IX Международном Молодежном нефтяном форуме (Казахстан, г. Алматы, Казахский Национальный Технический Университет имени К.И. Сатпаева, 2012); Международном форуме инженеров-нефтяников (Китай, г. Пекин, Китайский Нефтяной Университет, 2012); III Международной конференции молодых ученых и специалистов "Актуальные проблемы нефтегазовой геологии ХХI века" (г. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2013).

Исследования были поддержаны именной стипендией Президента Российской Федерации и персональным грантом Правительства СанктПетербурга.

Публикации По теме диссертации опубликовано 7 научных работ в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации, получен 1 патент Российской Федерации.

Личный вклад автора Выполнен анализ результатов ранее опубликованных работ по теме диссертации; сформулированы задачи исследований; проведены экспериментальные исследования по обоснованию комбинированной технологии повышения нефтеотдачи пластов на современном лабораторном оборудовании; выполнена обработка и интерпретация полученных результатов;

сформулированы основные защищаемые положения и выводы.

Структура и объем диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения и библиографического списка, включающего 159 наименования. Материал диссертации изложен на 146 страницах машинописного текста, включает таблиц, 50 рисунков.

Благодарности Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю профессору Молчанову А.А., заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (РНГМ) профессору Рогачеву М.К., доценту кафедры РНГМ Максютину А.В., доценту кафедры РНГМ Мардашову Д.В., заведующему лабораторией повышения нефтеотдачи пластов Сюзеву О.Б., начальнику отдела химизации ООО «Газпромнефть НТЦ»

Кунаковой А.М., коллективу ООО НПЦ «ГеоМИР», сотрудникам кафедры РНГМ Национального минерально-сырьевого университета «Горный», специалистам ООО «Газпромнефть НТЦ».

ГЛАВА 1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ

ЗАПАСАМИ НЕФТИ

1.1 Трудноизвлекаемые запасы нефти и их роль в общей структуре запасов Современный этап развития мировой промышленности охарактеризован кратным увеличением потребления энергоресурсов. Уровень развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, атомной энергетики сегодня не позволяет полностью отказаться от природных энергоносителей, основную долю которых составляют нефтепродукты [13, 19, 135, 143].

Мировыми лидерами по добыче нефти в настоящее время являются страны Персидского залива и ОПЕК, обладающие 79% мировых запасов нефти.

Россия относится к числу стран с наиболее крупной сырьевой базой нефтедобычи. По данным различных источников величина доказанных запасов нефти России составляет до 25,2 млрд.т. Необходимо отметить, что подавляющее большинство нефтяных месторождений (80%), находящихся в настоящее время на государственном балансе – это мелкие месторождения с извлекаемыми запасами до 10 млн. т с долей трудноизвлекаемых запасов до 75% [42, 50, 54, 82, 94, 103, 142].

На сегодняшний день в России разрабатываются более половины открытых месторождений. В целом для всех разрабатываемых месторождений характерна тенденция интенсивного перехода на поздние стадии выработки.

Так выработка многих крупных и крупнейших месторождений Западной Сибири составляет 80-90 %, Урало-Поволжского региона – 80 %, ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции в среднем – 41 %. В среднем по России степень выработки трудноизвлекаемых запасов составляет 19 %, активных – 70 %. Таким образом, выработка активных запасов в 3,7 раза превышает выработку трудноизвлекаемых [26, 30, 53, 58, 66, 89, 100, 104, 105, 129].

Истощение сырьевой базы углеводородного сырья подтверждается на основе анализа открытия новых месторождений. За последнее десятилетие было открыто почти в 2 раза меньше месторождений по сравнению с предыдущим, 70 % процентов из которых сосредоточены в шельфовой зоне.

При этом необходимо отметить стремительное падение объемов разведочного бурения на нефть и газ, начиная с 1988 года, что крайне негативно сказывается на приросте запасов углеводородного сырья (рисунок 1.1) [26, 141, 143].

Рисунок 1.1 – Динамика добычи нефти и объемы разведочного бурения в Согласно наиболее полной и современной классификации залежей, к категории трудноизвлекаемые запасы нефти (ТЗН) относятся эксплуатационные объекты со следующими геолого-физическими и физикохимическими характеристиками пластовых систем [17]:

0,05…0,20 мкм2) низкопродуктивных, терригенных коллекторах;

залежи высоковязкой нефти (с вязкостью более 30…50 мПа·с);

залежи нефти в карбонатных коллекторах;

залежи нефти, приуроченные к неоднородным слоистым терригенным коллекторам, характеризующиеся малыми нефтенасыщенными толщинами (менее 1,5…2,0 м);

залежи нефти в водонефтяных зонах;

остаточные запасы нефти в обводненных залежах на средней и поздней стадиях разработки;

нефтенасыщением коллекторов.

Рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти в общей структуре запасов характерен не только для России, но и для большинства стран мира. Зачастую разработка таких месторождений имеет низкую экономическую эффективность, однако рост цен на углеводородное сырье способствует повышению интереса нефтедобывающих компаний к поиску новых технологических решений [62, 127].

Наибольшее распространение среди ТЗН имеют запасы, содержащиеся в низкопроницаемых коллекторах (71%), запасы высоковязкой нефти (17%), а также запасы в подгазовых зонах нефтегазовых залежей (12%) [13, 19, 32].

Существенная часть залежей, осложненных низкой проницаемостью коллектора, расположена в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне.

Данные месторождения находятся в коллекторах с низкой пористостью и проницаемостью, а также в залежах, осложненных тектоническими нарушениями, эксплуатация которых требует применения технологий, значительно удорожающих себестоимость углеводородного сырья. По мнению многих специалистов именно с низкопроницаемыми коллекторами связаны перспективы прироста запасов нефти большинства осадочных бассейнов суши на территории Российской Федерации [51, 113].

По оценкам экспертов, мировые запасы тяжелых и битуминозных нефтей составляют 810 млрд. т, запасы нефтей средней и малой вязкости – 162,3 млрд.

т. Данное обстоятельство делает добычу высоковязкой нефти перспективной при условии создания высокоэффективных методов добычи [15, 16, 60, 144, 146].

На территории России основная часть балансовых запасов (93,7 %) высоковязких нефтей (ВВН) (категории A+B+C1) расположена в 8 субъектах РФ (Ненецкий АО, Республика Коми, Пермская область, Удмуртия, Самарская область, Республика Башкортостан, Республика Татарстан, Ульяновская область). Запасы высоковязких тяжелых нефтей в России сосредоточены на месторождениях, доля которых составляет 60% от общих запасов. Наиболее (среднебассейновая вязкость высоковязких нефтей Прикаспийского (48 мм2/с), Волго-Уральского (109 мм2/с), ЕнисейскоАнабарского (85 мм2/с) бассейнов. Бассейны с высоковязкой нефтью расположены в основном на европейской территории России. ЕнисейскоАнабарский бассейн является исключением и расположен в Восточной Сибири [1, 6, 22, 36, 60, 61, 64, 102].

1.2 Анализ и перспективы применения современных методов увеличения Наиболее распространенные методы увеличения нефтеотдачи пластов и методы интенсификации добычи, применяемые в условиях месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, представлены в таблице 1.1 [31, 48, 55, 56, 83, 146, 151].

Цель применения гидродинамических МУН - увеличение дренируемых запасов, особенно неоднородных, расчлененных объектов. Гидродинамические МУН основаны на изменении фильтрационных потоков, оптимизации размеров эксплуатационных объектов и плотности сетки скважин и др. Кроме того, на месторождениях с ТЗН ведется работа по разработке комплексных технологий совместного использования гидродинамических и третичных МУН [2, 23, 119].

Таблица 1.1 – Методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока п.п.

Гидродинамические - Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);

Тепловые методы воздействие (ИДТВ);

Физико-химические - Технология щелочного заводнения;

п.п.

Газовые методы - Вытеснение нефти обогащенным газом;

Волновые методы - ОПЗ скважин депрессиями-репрессиями;

Третичные МУН в 1960-70-е годы называли новейшими. Цель применения этих методов заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить либо уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов [24, 25, 28, 45, 55, 158].

Представленные в таблице 1.1 методы воздействия на пласты дают определенный положительный эффект, хотя их эффективность в различных геолого-технических условиях неодинакова и каждому из них присущи определенные ограничения и недостатки. Так, закачка больших объемов воды приводит к выпадению неорганических солей, парафинов в прискважинной зоне, на внутрискважинном оборудовании и системах трубопроводов.

Применение кислотной обработки экологически небезопасно и приводит к ускоренной коррозии нефтепромыслового оборудования и снижению сроков его эксплуатации. Применение тепловых методов и особенно внутрипластового горения сопровождается усиленным разрушением продуктивных коллекторов и выносом песка и т.п. [8, 27, 34, 52, 59, 65, 67, 69, 112, 123, 147, 149, 157].

Достаточно эффективным стало применение технологии ГРП для создания глубоких дополнительных каналов в пласте. Благодаря этому воздействию изменяются характеристики не только призабойной зоны, но и самого пласта, за счет чего интенсифицируется режим работы скважин.

Однако, технология ГРП требует значительных затрат и сложного оборудования. Также результатом применения технологии ГРП вблизи водонефтяного контакта (ВНК) часто является резкий рост обводненности продукции за счет образования высокопроницаемых трещин в водонасыщенной части пласта [116, 121, 122].

Наряду с общеизвестными методами воздействия на продуктивные пласты с целью дополнительного извлечения углеводородов (физикохимическими, тепловыми, волновыми, микробиологическими) появились новые технологии, такие как разработка месторождений горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами, разработка параллельно размещенными добычными и нагнетательными скважинами для добычи вязких и тяжелых нефтей. Применение данных технологий с соблюдением определенных условий позволяет решить ряд важных проблем разработки нефтяных месторождений. Горизонтальные скважины в большей степени, чем вертикальные, позволяют разрабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях, близких к начальному. Бурение и эксплуатация ГС, РГС, МГС в мире стали одним из важнейших направлений научно-технического прогресса в области повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений и вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов [55, 76, 78, 81, 117, 118, 159].

Тепловые методы воздействия основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, что приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях. По способу подачи тепловые методы делятся на две группы:

1) тепло подается в пласт с поверхности;

2) тепло образуется непосредственно в пласте;

В процессе нагнетания в пласт высокотемпературных рабочих агентов (пар, горячая вода, воздух, продукты горения нефти и газа в пласте) проявляются практически все известные механизмы вытеснения нефти, сопровождающиеся различными фазовыми переходами, значительно влияющими на увеличение нефтеотдачи пласта. Интерес к применению тепловых методов проявляется не только на месторождениях высоковязких нефтей, но и на месторождениях маловязкой нефти, находящихся в длительной эксплуатации [65, 120, 128].

распространение в комплексе с газовыми, химическими, физическими и другими методами воздействия на пласт, а именно: термополимерное, термогазохимическое и термоакустическое воздействие, термокислотная обработка, термоиплозионная обработка и др.

Несмотря на доказанную высокую технологическую эффективность тепловых методов, таких как, паротепловое воздействие, пароциклические обработки призабойных зон скважин, закачка горячей воды для извлечения высоковязкой нефти их применение во многом ограничивается большой энергоемкостью процесса и непроизводительными потерями тепла [70, 87, 151, 156].

коэффициентов вытеснения и охвата пласта заводнением и связаны с закачкой различных реагентов в нагнетательные и добывающие скважины объемом, значительно превышающим объем призабойной зоны пласта.

Из всех третичных МУН наибольшее применение на месторождениях России получили физико-химические методы. Это объясняется широким использованием метода заводнения в практике разработки месторождений.

Механизм действия физико-химических МУН основан на увеличении коэффициентов вытеснения за счет добавления в вытесняющий агент различных активных веществ (углеводородный газ, полимеры, поверхностноактивные вещества, щелочи, кислоты и др.). Эти методы направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов [72, 83, 130].

Среди газовых наибольшее распространение в России получил метод вытеснения нефти двуокисью углерода. Сущность метода заключается в возможности растворения оксида углерода во всех типах нефти, что ведет за собой увеличение объема нефти и рост нефтенасыщенности в прискважинной зоне. Рассматривая механизм увеличения нефтеотдачи пластов под воздействием углекислого газа, выделяют четыре эффекта, проявляющихся в реальных условиях [49, 121, 135]:

- изменение вязкости;

- вытеснение со смешиванием;

- изменение межфазного натяжения.

Метод вытеснения двуокисью углерода испытан на практике, с ним связывают большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов, в том числе карбонатных, содержащих нефти малой вязкости. Однако применение данного метода влечет за собой ускоренную коррозию внутрискважинного оборудования, что накладывает некоторые ограничения [82, 83].

В настоящее время перспективным направлением развития методов увеличения нефтеотдачи является комбинирование различных технологий. По мнению ряда исследователей, наибольшим потенциалом среди комбинированных технологий увеличения нефтеотдачи является комплексное применение физико-химических и физических МУН. На современном этапе развития нефтяной промышленности достаточно мало изученным и перспективным является совместное применение поверхностно-активных веществ и виброволновых технологий повышения нефтеотдачи [7, 14, 83, 101, 107, 137].

1.3 Применение поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях В нефтепромысловой практике началом применения ПАВ считаются 50-е годы XX века. Существует множество различных ПАВ, применяющихся для повышения нефтеодачи (сульфонолы, сульфоэтоксилаты ОЭАФ9-4, алкилсульфонаты, реагенты ряда ОП (ОП-4, ОП-10), оксиэтилированные алкилфенолы (неонолы АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12) и др.). Из них наибольшее распространение получили неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ) ОП-7, ОП-10, АФ9-4, АФ9-6. Преимущество НПАВ, по мнению многих исследователей, заключается в большей поверхностной активности, в их совместимости с водами высокой минерализации (солями), кислотами и щелочами, значительно меньшей адсорбции на глинистых пародах, лучшей моющей способности по сравнению с ионогенными ПАВ (ИПАВ) [11, 57, 74, 97, 98, 110, 111, 126, 138].

Применение ПАВ в методах увеличения нефтеотдачи на начальном этапе было неоднозначно, в 80-х годах XX века состоятельность заводнения с применением неионогенных ПАВ подвергалась научному сомнению. Спустя два десятилетия было доказано и подтверждено промысловыми испытаниями, что применение ПАВ является одним из наиболее перспективных методов повышения нефтеотдачи [57, 83, 93, 126, 128].

С точки зрения сохранения коллекторских свойств, применение ПАВ на сегодняшний день является наиболее предпочтительным и позволяет осуществлять комплексное воздействие. Содержание ПАВ в воде позволяет снизить поверхностное натяжение на границе «нефть - водная фаза». Низкое значение межфазного натяжения позволяет капле легко деформироваться и фильтроваться через сужения пор, что увеличивает скорость перемещения флюида в пласте. Также водные растворы ПАВ имеют моющее действие по отношению к нефти и позволяют увеличить глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную среду. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е.

увеличивает смачиваемость породы водой. Вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, происходит значительно эффективнее в связи с влиянием ПАВ на реологические характеристики нефти. Все это позволяет повысить охват пласта заводнением и в конечном итоге повысить коэффициент извлечения нефти [49, 106, 154].

Опыт применения растворов ПАВ для повышения нефтеотдачи хорошо представлен работами американской фирмы «Maraton». Главной целью испытаний являлась техническая промышленная демонстрация процесса. На основе полученных положительных результатов были начаты крупные масштабные опыты на месторождениях Робинсон. Помимо этого закачка мицеллярных растворов также проводилась на месторождениях Салем, Бентон, Боррегос, Лоудон, Лома Новия. Общее количество нефти, добытое на участке за период испытания, равнялось 63% от остаточных запасов в пределах опытного участка [120, 144].

На сегодняшний день широкое распространение получили методы повышения нефтеотдачи основанные на комбинировании нескольких реагентов. Так широко используются комбинации ПАВ и полимеров.

Мицеллярно-полимерное заводнение является модификацией закачки мицеллярных растворов. Осуществление метода происходит в два этапа.

Сначала закачивается мицеллярный раствор, затем буферная оторочка полимера, чаще ПАА, после чего скважина подключается в систему поддержания пластового давления. Этот метод показал высокую эффективность, однако, стоимость в условиях нестабильных цен на нефть зачастую делает его нерентабельным [3, 5, 21, 29, 44, 93].

Одним из перспективных направлений повышения эффективности от применения ПАВ в методах увеличения нефтеотдачи пластов является совместное их применение с физическими МУН. Промысловые испытания, проводимые на протяжении последних лет, доказали, что эффективность обработок возрастает многократно при сочетании физико-химических и физических методов воздействия на пласт. При совместном применении волнового и физико-химического воздействия улучшается проникновение агентов в малопроницаемые зоны коллектора, возникают синергетические эффекты, приводящие к существенному повышению эффективности комплексных технологий [4, 9, 10, 18, 32, 46, 71, 125].

1.4 Виброволновое воздействие на пласт для повышения нефтеотдачи 1.4.1 Технологии виброволнового воздействия на пласт Применение технологий виброволнового воздействия на пласт является одним из перспективных методов воздействия. Как утверждают многие авторы, применение данных технологий может способствовать изменению реологических свойств насыщающих флюидов и уменьшению обводненности продукции, а при непрерывном волновом воздействии полностью приостанавливается процесс запарафинивания и кольматации призабойной зоны пласта [33, 38, 47, 85].

Промышленное применение технологий виброволнового воздействия в нефтяной промышленности началось с середины 1980-х годов. Виброволновые технологии были официально приняты Миннефтепромом СССР для широкого внедрения по всему Советскому Союзу. Основными направлениями применения виброволновых технологий в нефтяной промышленности являются [47, 99, 115]:

- обработка ПЗП нагнетательных и добывающих скважин;

- интенсификация добычи углеводородов на участках месторождений путем волновой обработки площадей месторождений (объемное воздействие) с помощью резонансного волнового воздействия;

- внедрение волновых технологий в процессы бурения (кольматация, увеличение механической скорости проводки скважин, приготовление высококачественных буровых и тампонажных растворов для цементирования скважин) и др.

специфических явлений, происходящих в массиве пород пласта и в большей мере в насыщающей его жидкости. В основном это нелинейные эффекты, в частности, искажение фронта волны, дисперсия и нелинейное поглощение энергии волн. К таким эффектам относится многократное увеличение скоростей движения жидкостей или газов в капиллярах и пористых средах, интенсификация и тепло- и массообменных процессов, перераспределение гидродинамического, гидростатического давлений и управляемого кавитационного поля [86, 90].

Виброволновое воздействие на пласт осуществляется излучателями различных типов: пьезокерамические, магнитострикционные, электрогидравлические, электромеханические, гидравлические, электрогидравлические типа «взрывной проволочки».

работающие в непрерывном гармоническом и импульсом режимах, имеют спектр излучаемых частот, определяемый размерами излучателей. Их частотный спектр находится в диапазоне от нескольких килогерц до нескольких десятков килогерц. Каждому размеру излучателя соответствует своя собственная резонансная частота колебаний. Перестройка частот может осуществляться только при смене излучателя других размеров.

гидравлические имеют диапазон излучаемых частот упругих колебаний от долей до единиц герц.

Электрогидравлические преобразователи, использующие электрический пробой в жидкости и взрыв «проволочки» в жидкости, отличаются более широким спектром излучаемых частот упругих колебаний вплоть до нескольких сотен килогерц, их спектр также содержит сверхнизкие и низкие частоты [43].

эксплуатационных и нагнетательных скважин, но только два из приведенных в таблице – электрогидравлические (плазменно-импульсные) излучают Таблица 1.2 - Скважинные преобразователи упругих колебаний Магнитострукционные более 5000 Высокий КПД Пьезокерамические Электрогидравлические с инициированием плазменного канала (плазменно-импульсные) 1.4.2 Описание принципа действия плазменно-импульсной технологии Плазменно-импульсная технология (ПИТ) воздействия на пластовую систему относится к физическим методам увеличения нефтеотдачи. Данная технология основана на электрическом разряде высоковольтного источника в жидкости скважинным генератором с широким спектром частот.

геофизических и геохимических методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых Национального минерально-сырьевого университета «Горный» под руководством профессора А.А. Молчанова совместно с научнопроизводственным центром ООО «ГеоМИР» и ООО «Новас».

Добывающие компании регулярно проводят геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на обработку призабойной зоны (ОПЗ) скважин, справедливо считая, что от состояния прискважинной зоны зависит производительность скважины. В технологии ПИТ эта задача решается автоматически на любом этапе эксплуатации скважин, как начальное условие для возбуждения пласта на резонансных частотах.

После вторичного вскрытия и длительной эксплуатации перфорационные каналы, так же как и призабойная зона, подвержены кольматации твердой, жидкой, дисперсной, газообразной фазой. Радиус кольматации может достигать более 10 м [48, 68, 75, 84].

воздействия (плазменная струя со скачком уплотнения) настолько велика, что вне зависимости от плотности перфорационных каналов, а также их диаметра, она во много раз превышает предел прочности кольматанта. Ударная волна при воздействии ПИТ по своей структуре, длительности и характеру существенно отличается от ударных волн, инициируемых традиционными методами.

перфорационные каналы и, проникая в призабойную зону скважины, возмущает пластовую систему. Количество направленных импульсов с заданным интервалом зависит от геологических, литологических и других особенностей залежи [77, 78].

Воздействие на пласт производится с использованием аппаратуры (рисунок 1.2), спускаемой в скважину на стандартном трехжильном кабеле с геофизическому кабелю осуществляется питание скважинной аппаратуры электрическим током, управление работой глубинного блока и контроль режима работы аппаратуры и параметров обработки скважин. Время обработки и количество импульсов воздействия на пласт определяется для каждой скважины индивидуально на основе геологических характеристик продуктивного пласта и физико-химических характеристик нефти [132, 150].

В скважинном приборе высокое напряжение (3-4 кВ) от батареи накопительных конденсаторов подается на электроды, которые замыкаются калиброванным проводником, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве скважины, заполненной жидкостью.

Рисунок 1.2 – Схема обработки плазменно-импульсной технологией 1 – соединение с геофизическим кабелем, 2 – корпус скважинного прибора, 3 – высоковольтный трансформатор, 4 – высоковольтный блок, 5 – соединительные линии, 6 – блок накопительных конденсаторов, 7 – устройство управления прибором, 8, 10 – электроды излучателя, 9 – плазменный канал, – корпус с устройством для формирования плазменного канала. 12 – каротажный подъемник, 13 – геофизический кабель, 14 – скважинный прибор плазменно-импульсного воздействия, 15 – продуктивный пласт.

Во время взрыва запасенная в конденсаторах энергия испаряет материал проводника, образовавшаяся плазма с большой силой воздействует на окружающую среду, происходит резкое повышение давления, плотности и температуры среды, образуется ударная волна. Высокочастотная часть упругого импульса расходуется на декольматацию прискважинной зоны.

Низкочастотная часть проникает в глубину пласта, изменяя характеристики пластового флюида и увеличивая подвижность нефти за счет резонансных явлений (доминантные частоты).

При взрыве в жидкой среде максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне. При распространении взрывной волны в твердых упругих средах ударный фронт сравнительно быстро исчезает, и взрывная волна превращается в ряд последовательных колебаний, радиально распространяющихся от скважины вглубь пласта со скоростью упругих волн.

Применение воздействия ПИТ на месторождениях России и за рубежом, в том числе на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, показало ее высокую эффективность. По результатам исследований, проведенных ООО НПЦ «ГеоМИР», отмечается распространение упругой волны в терригенных коллекторах на расстояния до 500 м в карбонатных коллекторах – до 1250 м, за счет чего повышаются дебиты соседних реагирующих скважин.

Все вышеперечисленные характеристики ПИТ позволяют рекомендовать данную технологию, как физический метод при комбинированном воздействии на продуктивный пласт в комплексе с неионогенными ПАВ. Однако для обоснования эффективности применения комбинированного воздействия НПАВ и ПИТ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами с целью повышения нефтеотдачи пластов необходимо проведение комплекса лабораторных экспериментальных исследований.

1.5 Результаты применения плазменно-импульсной технологии 1.5.1 Результаты применения плазменно-импульсной технологии на электрогидравлического воздействия проводится после извлечения из скважины насоса и насосно-компрессорных труб во время капитального или профилактического ремонта и занимает 8-10 ч.

Заметный эффект наблюдается при обработке методом скважинного плазменно-импульсного резонансного воздействия нагнетательных скважин.

Сфокусированная упругая энергия, направленная в пласт, очищает каналы в прискважинной зоне пласта и улучшает приемистость скважин.

Опыт применения плазменно-импульсной технологии в различных карбонатными коллекторами и тяжелыми нефтями в России (Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь) представлен в таблице 1.3 и таблице 1. [131, 134].

Таблица 1.3 – Некоторые примеры применения воздействия плазменноимпульсной технологией на нефтяных месторождениях России (добывающие скважины) Таблица 1.4 – Некоторые примеры применения воздействия плазменноимпульсной технологией на нефтяных месторождениях России (нагнетательные скважины) месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов можно получить многомесячный эффект повышения дебита по нефти и снижения содержания воды в добываемом флюиде.

1.5.2 Результаты применения технологии плазменно-импульсного воздействия на нефтегазовом месторождении Жданице (Чешская Месторождение Жданице расположено в области Жданице находящейся на границе регионов Годонин и Вышков, большая часть которой входит в состав кадастровой территории населенного пункта Жданице. Географически область принадлежит к восточной части Дамборжиской возвышенности.

Несмотря на то, что месторождение было открыто в 1973 г., сложность геологических условий залегания и значительный диапазон вязкости нефти усложняет ввод месторождения на стабильный уровень эксплуатации [20].

Данное месторождение представляет собой протяженную зону накопления углеводородов в направлении с северо-востока на юго-запад, ширина и длина которой – 2 км и 5 км. Залежь располагается на глубине от до 1 000 м, и имеет семь нефтегазоносных объектов, причем три главных объекта, обозначенные в качестве 1-го, 2-го, 3-го горизонта, разрабатываются или подвергаются опытно-промышленным работам [20].

Породы коллекторов сложены песчаниками различной зернистости, от грубозернистых песчаников до базальных конгломератов, с пористостью от до 27%, с прослойками аргиллитов и сланцев. Вязкость нефти месторождения находится в диапазоне от 24 до 410 мПа·с.

ООО НПЦ «ГеоМИР» в сотрудничестве с АО «MND a.s.» успешно выполнило проект по повышению нефтеотдачи пласта с применением технологии плазменно-импульсного воздействия (ПИВ) на месторождении высоковязкой нефти Южной Моравии. Работы были выполнены в декабре 2008 г. аппаратурой плазменно-импульсного воздействия, основанной на электрогидравлическом резонансном воздействии.

Данные замеров дебита, выполненные в обработанной технологией ПИВ скважине месторождения Жданице в период с 4 декабря 2008 г. по 30 ноября 2009 г., представлены на рисунке 1.3. Практически сразу после плазменноимпульсной обработки интервала перфорации скважины, дебит нефти относительно первоначального (до обработки ПИВ) вырос на 39% и в среднем составил 5 м3/ сут., а обводненность упала на 25% и составила 6%. В дальнейшем, в период с 20 декабря 2008 г. по 20 апреля 2009 г. дебит скважины в среднем составил 4,5 м3/сут. Прирост дебита нефти относительно первоначального стабилизировался и на протяжении 4-х месяцев составлял 23%. Отдельные спады и увеличения от среднего значения (4,5 м 3/сут.) видимо, связаны с технологическими изменениями режима работы скважины [133].

Рисунок 1.3 – Результаты применения технологии плазменно-импульсного В период с 20 апреля по 30 июня 2009 г. средний дебит скважины упал до 4,2 м3/сут и составил прирост относительно первоначального на 16 %. Начиная с июля месяца средний дебит скважины упал до 3,8 м3/сут., т.е. практически вышел на первоначальный уровень, хотя сохранял положительную тенденцию +5%. Падение дебита объясняется ухудшением в процессе работы восстановленных при обработке скважины технологией ПИВ коллекторских свойств пласта и призабойной зоны пласта с падением продуктивности пласта по мере отбора нефти. При этом срок окупаемости от внедрения технологии ПИВ на месторождении Жданице составил 122 дня, продолжительность эффекта от применения технологии составила 1 год.

Необходимо отметить повышение дебита скважин, расположенных на расстоянии до 500 м от обрабатываемой скважины. Так, дебит одной из скважин увеличился на 46 % по сравнению с исходным. Это свидетельствует о распространении воздействия технологии ПИВ более чем на 500 м от источника. Полученные результаты промышленного внедрения плазменноимпульсного воздействия на месторождении Жданице подтвердили результаты экспериментальных исследований, выполненных в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Национального минерально-сырьевого университета «Горный» о возможности снижения аномалий вязкости высоковязкой нефти и улучшения фильтрационных характеристик пласта под действием исследуемой технологии [20].

1. Для всех разрабатываемых нефтяных месторождений России характерна тенденция интенсивного перехода на поздние стадии выработки. В среднем по России степень выработки активных запасов углеводородного сырья составляет 70%, степень выработки трудноизвлекаемых запасов нефти составляет 19%. Таким образом, выработка активных запасов в настоящее время кратно превышает выработку трудноизвлекаемых запасов нефти.

2. Наряду с общеизвестными методами воздействия на продуктивные пласты с целью дополнительного извлечения углеводородного сырья: физикохимическими, тепловыми, волновыми, микробиологическими активно стали разрабатываться и внедряться новые технологии комбинированного воздействия. Наибольшим потенциалом среди комбинированных технологий увеличения нефтеотдачи пластов является комплексное применение физикохимических и физических МУН.

3. Проведенный анализ применения неионогенных ПАВ в условиях месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти показал их высокую эффективность за счет комплексного воздействия на породу коллектор и пластовый флюид (снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – водная фаза», увеличение глубины и скорости капиллярной пропитки нефтенасыщенной породы, более эффективное вытеснение нефти водой, улучшение реологических характеристик нефти).

4. Перспективным направлением повышения эффективности применения неионогенных ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов является их комбинирование с физическими МУН.

5. Анализ опыта применения воздействия ПИТ на нефтяных месторождениях России показал ее высокую эффективность. Применение ПИТ позволяет получить многомесячный эффект повышения дебита скважин по нефти и снижения содержания воды в добываемом флюиде.

6. Полученные результаты промышленного внедрения воздействия ПИТ на месторождении Жданице подтвердили результаты экспериментальных исследований, выполненных в лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Национального минерально-сырьевого университета «Горный» о возможности снижения аномалий вязкости высоковязкой нефти и улучшения фильтрационных характеристик пласта под действием исследуемой технологии.

7. Учитывая положительный опыт применения ПИТ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (низкопроницаемые коллектора, высоковязкая нефть) необходимо провести экспериментальные исследования для оценки эффективности комбинированного воздействия НПАВ и плазменноимпульсной технологией.

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОБОСНОВАНИЮ КОМБИНИРОВАННОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ РАСТВОРАМИ НЕИОНОГЕННЫХ ПОВЕРХНОСТНОАКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНОЙ

ТЕХНОЛОГИЕЙ

Целью работы была оценка возможности применения комбинированного воздействия растворами неионогенных ПАВ и плазменно-импульсной низкопроницаемыми коллекторами).

Усинского месторождения (пермо-карбоновая залежь) осложнена высокой вязкостью добываемой нефти. Нефть относится к классу тяжелых (0,959 г/см3), малопарафинистых (до 0,6 % мас.) и высокосмолистых (смол до 23 % мас., асфальтенов до 12 %) [108].

трудноизвлекаемых за счет низкой проницаемости продуктивных пластов (средняя проницаемость 0,024 мкм2). Фактически достигнутый КИН составляет 0,178 д.е. при утвержденном 0,33 д.е. Нефть Фаинского месторождения характеризуется малой вязкостью (в среднем – 0,97 мПас), является легкой (0,748 г/см3), сернистой (1 %), парафинистой (2,08 %), малосмолистой (4,5 %).

экспериментальных исследований использовался реагент ОП-10, получивший широкое распространение в процессах повышения нефтеотдачи пластов. На сегодняшний день известно множество различных ПАВ, применяемых в нефтяной промышленности, однако не всех их можно рекомендовать для закачки в пласт при заводнении. Технико-экономические показатели метода заводнения с ПАВ в первую очередь определяются интенсивностью адсорбции активных компонентов на поверхности пористой среды. Высокое значение адсорбции сводит к нулю эффективность метода, так как приводит к концентрации реагента в ПЗП скважин из-за чего подавляющая часть объема пласта остается не охваченной воздействием реагента. ОП-10 имеет наиболее низкий показатель адсорбции на породе среди реагентов своего класса [10, 12].

полиэтиленгликоля на основе полимердистиллята, предназначен для закачки в пласт с целью повышения нефтеотдачи. ОП-10 относится к классу неионогенных ПАВ, группе оксилэтилированных алкифенолов (моноалкилфеноловых эфиров полиэтиленгликоля). Эту группу веществ получают конденсацией окиси этилена с алкилфенолами в присутствии катализаторов. Химическая формула:

Содержание основного вещества в промышленном ПАВ около 9% [10].

2.1 Разработка экспериментального стенда моделирования воздействия На первом этапе проведения работ совместно с ООО «Научнопроизводственный центр «ГеоМИР»» был разработан экспериментальный стенд (рисунок 2.1), позволяющий моделировать воздействие ПИТ в лабораторных условиях.

Рисунок 2.1 – Экспериментальный стенд моделирования воздействия Схема разработанного экспериментального стенда представлена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 – Схема экспериментального стенда 1 – блок питания и управления; 2 – накопительный блок; 3 – камера формирования широкополосного импульса; 4 – соединительный кабель; 5 – высоковольтный кабель; 6 – портативный компьютер; 7 – аналогово-цифровой преобразователь; 8 – измерительный трансформатор тока.

Разработанный экспериментальный стенд состоит из блока питания и управления, который обеспечивает питание накопительного блока переменным током частотой 50 Гц и напряжением 350 В по соединительному кабелю. В блоке питания и управления дополнительно установлено устройство управления разрядом накопленной в конденсаторах энергии. Передача энергии в камеру формирования широкополосного импульса осуществляется по специальному высоковольтному кабелю. С целью изучения характеристик импульсов излучаемых прибором в режиме реального времени к стенду через последовательно соединенные аналогово-цифровой преобразователь и измерительный трансформатор тока подсоединяется портативный компьютер, который позволяет измерять параметры импульсов.

На переднюю панель блока питания и управления выведены органы управления режимом работы экспериментального стенда и световые индикаторы исполнения команд, а также контрольно-измерительные приборы управления напряжением питания зарядного тока.

Для выбора рабочего режима с целью измерения излучаемой энергии, в экспериментальном стенде предусмотрено изменение длины подачи проволоки в соответствии с выбранным и установленным межэлектродным расстоянием.

Функциональная схема разработанного экспериментального стенда представлена на рисунке 2.3.

Конструктивно экспериментальный стенд выполнен в виде пластикового корпуса с размещенным в нем шасси, в которой смонтированы все узлы прибора: повышающий силовой трансформатор Тр1, выпрямительный мост, блок силовых импульсных накопительных конденсаторов, блок управления поджигом воздушного разрядника с "холодной" плазмой.

Измерение параметров излучаемых импульсов при моделировании ПИТ в лабораторных условиях производилось при помощи последовательно подключенных к портативному компьютеру аналогово-цифрового преобразователя и измерительного трансформатора тока.

Рисунок 2.3 – Функциональная схема экспериментального стенда В качестве аналогово-цифрового преобразователя использовался модуль который является современным универсальным программноE14-440, аппаратным устройством для использования со стандартной последовательной шиной USB (Rev.1.1) и предназначен для построения многоканальных измерительных систем ввода, вывода и обработки аналоговой и цифровой информации в составе персональных IBM-совместимых компьютеров.

Функциональная схема модуля представлена на рисунке 2.4.

Данный модуль можно рассматривать в качестве компактного устройства многоканального потокового сбора информации. Он представляет собой систему с собственным цифровым сигнальным процессором ADSP-2185M, что позволяет реализовывать специализированные алгоритмы реального времени по обработке сигналов на уровне программирования установленного на модуле сигнального процессора (DSP) [91, 131, 140, 147, 148].

Рисунок 2.4 – Функциональная схема аналогово-цифрового преобразователя Модуль E14-440 является малогабаритным многофункциональным измерительным устройством, которое позволяет решать целый ряд типичных задач [145]:

• непрерывный потоковый многоканальный ввод аналоговой информации с частотой до 400 кГц;

• непрерывный потоковый двуканальный вывод аналоговой информации с частотой до 125 кГц;

• одновременный непрерывный потоковый ввод/вывод аналоговой информации с частотами:

100 кГц (ввод) и 100 кГц (вывод) для модулей с ревизиями ‘A’’C’;

250 кГц (ввод) и 125 кГц (вывод) для модулей с ревизиями ‘D’ и выше;

• однократное асинхронное управление 16 цифровыми входными и цифровыми выходными линиями.

Измерение импульсного тока в высоковольтном проводнике производилось с помощью специального измерительного трансформатора тока – пояса Роговского.

Пояс Роговского представляет собой длинный замкнутый соленоид произвольной формы с равномерной намоткой. Принцип его работы основан на регистрации магнитного поля, создаваемого измеряемым током I0(t). Если обмотка пояса замкнута на сопротивление нагрузки RH, то изменение тока в поясе I(t), описывается уравнением [91]:

где L – индуктивность; r – сопротивление пояса; N – число витков в его обмотке; – магнитная проницаемость сердечника пояса; 0 – магнитная проницаемость вакуума; S – площадь сечения; l - длина сердечника; I0 – измеряемый ток.

В этом уравнении не учтено влияние паразитной емкости между витками обмотки, что не вносит большой погрешности для относительно низких частот измерения тока I0(t). Уравнению (2.2) соответствует эквивалентная схема, приведенная на рисунке 2.5, где пунктиром изображена паразитная емкость. Ее влиянием можно пренебречь, если:

Общее решение уравнения 2.2, согласно курсу дифференциальных уравнений есть:

где – переменная интегрирования.

Если длительность импульса тока (характерное время измерения тока) u мала по сравнению с, решение (2.4) принимает вид:

т.е. пояс Роговского работает в режиме трансформатора тока, а напряжение на нагрузке (на выходе пояса):

Такой режим работы пояса с интегрированием сигнала на собственной индуктивности пояса и сопротивлениях r+RH наиболее применим на практике.

Основная погрешность в измерении тока обусловлена конечной величиной постоянной времени обмотки пояса [91].

2.2 Методика определения диффузионных свойств неионогенных Основной задачей исследований являлось определение концентрации компонентов НПАВ, продиффундировавших из водного раствора НПАВ в нефть до и после воздействия ПИТ. На основе полученных результатов определялись:

- оптимальная концентрация водного раствора НПАВ;

- время диффундирования компонентов НПАВ из водного раствора в пробу нефти;

- концентрация продиффундировавших нефтерастворимых компонентов ПАВ в нефти до и после воздействия ПИТ.

Оценка диффузии нефтерастворимых поверхностно-активных компонентов из водного раствора НПАВ в нефть проводилась косвенным методом по изменению межфазного натяжения на границе с дистиллированной водой.

При проведении экспериментальных исследований применялись следующие концентрации НПАВ: 0,05; 0,1; 0,5; 1; 1,5 и 2 % мас.

Ход проведения исследований.

Первый этап. На первом этапе проведения исследований были приготовлены 6 проб водного раствора НПАВ (концентрации: 0,05; 0,1; 0,5; 1;

1,5 и 2 % масс) (рисунок 2.6, а). После этого к подготовленным пробам НПАВ добавлялись исследуемые пробы нефти в объемном соотношении 1:1.

Измерение межфазного натяжения углеводородной фазы подготовленных проб на границе с дистиллированной водой производилось через каждые 24 часа до момента стабилизации получаемых значений. По результатам определялось время диффундирования компонентов НПАВ из водного раствора, а также оптимальная концентрация НПАВ в водном растворе, превышение которой, существенно не влияет на изменение межфазного натяжения.

Второй этап. Определение продиффундировавших в нефть компонентов НПАВ проводилось по калибровочному графику. Для построения калибровочного графика были подготовлены 6 проб нефти с различным содержанием НПАВ (концентрации: 0,05; 0,1; 0,5; 1; 1,5 и 2 % масс) (рисунок 2.6, б). Измерение межфазного натяжения подготовленных проб на границе с дистиллированной водой производилось через каждые 24 часа до момента стабилизации получаемых значений. По полученным конечным значениям межфазного натяжения строился калибровочный график.

Рисунок 2.6 – Схематическое изображение подготовки проб для определения межфазного натяжения нефти на границе с дистиллированной водой:

а) после диффузии компонентов ПАВ в нефть; б) нефтяного раствора с ПАВ (исходные концентрации 0,05; 0,1; 0,5; 1; 1,5 и 2 % мас.).

Третий этап. Оценка влияния плазменно-импульсной технологии на диффузию НПАВ из водного раствора производилась по калибровочному графику. Обработка нефти проводилась при помощи разработанного экспериментального стенда. В камеру формирования широкополосного импульса последовательно заливался водный раствор НПАВ (концентрация выбиралась согласно результатам первого этапа исследований) и проба исследуемой нефти. Воздействие проводилось с определенным интервалом (5 импульсов) до стабилизации получаемых значений межфазного натяжения на границе с дистиллированной водой.

Поверхностное натяжение исследуемых проб нефти измерялось на границе с дистиллированной водой с использованием тензиометра EASYDROP (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 – Тензиометр EASYDROP для измерения краевого угла и поверхностного/межфазного натяжения (компания KRUSS GmbH) Система анализа формы капли предназначена для изучения молекулярноповерхностных свойств жидкостей и твердых тел. Управление установкой осуществляется с помощью программного обеспечения DSA-209.

Исследования оценки поверхностного натяжения производились методом висящей капли. Одним из необходимых условий при работе по данному методу является гидромеханическое равновесие капли (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 – Схематическое изображение сил действующих на каплю При гидромеханическом равновесии силы гравитации, действующие на каплю и зависящие от высшей точки, соответствуют давлению Лапласа, которое приходится на изгиб капли в этой точке. Давление Лапласа рассчитывают исходя из радиусов изгибов:

Это уравнение описывает различия между давлениями над и под искривленной поверхностью капли, а также изменение давления P – разность давления вне капли и внутри нее.

Для висящей капли, которая симметрична относительно оси Z, можно дать аналитически точное геометрическое описание радиусов изгибов. При гидромеханическом равновесии существует равновесие сил:

где Pверш – перепад давлений на внутренней и внешней поверхности капли у вершины, Па;

Pр – перепад давлений на внутренней и внешней поверхности капли в точке, Па;

– разница плотностей капли и окружающей фазы (газа или жидкости) кг/м3;

g – постоянная гравитационного поля (9,81м/с2);

z – координата по вертикальной оси.

С помощью главной кривизны K (величина, обратная радиусу кривизны r) и уравнения Юнга-Лапласа получается:

Так как капля аксиально симметрична, то главная кривизна в вершине одинакова по всем направлениям. На основе дифференциальной геометрии определяется аналитическое выражение для кривизны в точке Р:

Из уравнений (2.11) и (2.12) получается соотношение:

где: s – длина дуги вдоль контура, м;

Ф – угол между касательной в точке Р и осью X.

Уравнение (2.13) описывает контур висящей капли в гидромеханическом равновесии. Чтобы решить данное уравнение его необходимо конвертировать в безразмерную форму с помощью следующих обозначений (В – безразмерный параметр для висящей капли, а – постоянная капилляра):

Подставляя эти параметры в уравнение (2.23) получаем:

К вершине капли применяются следующие условия: X=Z=S=Ф=0, поэтому:

Безразмерный параметр В зависит только от формы контура капли, поэтому его можно назвать параметром формы.

Уравнение (2.16), вместе с ограничительными условиями, известно как фундаментальное уравнение висящей капли.

Изменяя вид параметра В, можно рассчитать теоретический профиль капли после проведения многочисленных интегрирований. Если теоретический контур капли соответствует измеренному контуру капли, то можно рассчитать поверхностное натяжение.

2.3 Методика проведения реологических исследований высоковязких Реологические исследования ВВН проводились на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn 4.1 компании Messgerate Medingen GmbH (рисунок 2.9). Ротационный вискозиметр позволяет проводить измерения при регулируемом напряжении сдвига (CS – Controlled Stress) и скорости сдвига (CR – Controlled Rate) при температуре от -30 до +200 С и вязкости жидкости в интервале 3…100000 мПа*с.

Рисунок 2.9 – Ротационный вискозиметр Rheotest RN 4.1 (компания Применяемая модель вискозиметра позволяет проводить изучение жидкостей в колебательном режиме. При колебательных измерениях задается напряжение сдвига как гармоническое колебание и измеряется в результате возникающая деформация. Перед изучением тиксотропных и вязкоупругих свойств ВВН, используется режим измерения при постоянных колебаниях (измерения при постоянной амплитуде и частоте). Данный вид исследований позволяет измерять вязкоупругие свойства, как функции от времени.

Постоянство значений вязкоупругих свойств при заданной температуре позволяет сделать вывод о готовности системы для проведения исследований [109].

Для изучения тиксотропных свойств жидкости используется режим с регулируемой скоростью сдвига CR. Сущность исследований заключается в получении зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига при постепенном увеличении последнего параметра от 0 до заданного значения (кривая течения жидкости). В качестве количественной характеристики явления тиксотропии служит площадь петли гистерезиса, образованная кривыми течения жидкости при изменении скорости сдвига. Площадь имеет размерность энергии, отнесенной к объему образца, подвергнутого сдвигу, и определяет величину энергии, необходимой для разрушения тиксотропной структуры.

Площадь гистерезиса заключена в пределах 3-х кривых течения, полученных за единый цикл измерений:

кривая плавного увеличения скорости сдвига от 0 до заданного значения (прямой ход);

кривая вращения при постоянной скорости сдвига (ожидание полного разрушения структуры);

кривая плавного уменьшения скорости сдвига от до 0 (обратный ход).

Прилагаемое к прибору программное обеспечение позволяет записывать данные, полученные в результате проведения исследований, а также производить их экспресс-анализ.

2.4 Методика проведения исследований по определению коэффициента 2.4.1 Проведение работ по подготовке кернового материала для исследований по определению коэффициента вытеснения нефти При проведении лабораторных фильтрационных экспериментов по определению коэффициента вытеснения нефти использовались образцы естественного кернового материала. Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение 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», ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением» и ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации» [39, 40, 41, 95, 96].

На начальном этапе исследований производилась подготовка кернового материала исследуемых месторождений.

Высверливание цилиндрических образцов керна диаметром 3 см производилось с помощью ручного сверлильного станка MDP- (рисунок 2.10). Подготовка торцов керна производилась с помощью станка DTS-430 (рисунок 2.11).

Рисунок 2.10 – Ручной сверлильный станок MDP- Рисунок 2.11 – Система двусторонней обрезной пилы с опцией торцешлифовального круга DTS-430 (Coretest Systems Corporation) Экстрагирование образцов кернового материала производилось с помощью отжимной центрифуги CE-520 c использованием спирто-бензольной смеси (соотношение 1:2) и дистиллированной воды. После этого образцы керна помещались в термошкаф при температуре 105 С и высушивались до достижения постоянной массы.

После подготовки образцов кернового материала производился замер фильтрационно-емкостных характеристик. Пористость и абсолютная проницаемость высушенного керна определялась на автоматизированном газовом пермеаметре-порозиметре АР-608 компании Coretest Systems Corporation (рисунок 2.12). Принцип действия установки основан на законе Бойля, который заключается в способности определять неизвестный объем по расширению газа с известными значениями давления и температуры.

Рисунок 2.12 – Автоматизированный прибор для измерения пористости, порового объема и проницаемости по газу АР-608 (Coretest Systems Corporation) Насыщение образцов керна приготовленной моделью пластовой воды производилось с помощью сатуратора MS-535 (Coretest Systems Corporation) при их предварительном вакуумировании.

2.4.2 Определение коэффициента вытеснения нефти После проведения всех необходимых подготовительных работ проводились фильтрационные исследования по определению коэффициента вытеснения на установке RPS-812 (Coretest Systems Corporation) (рисунок 2.13).

Рисунок 2.13 – Система измерения относительной фазовой проницаемости коллектора RPS-812 (Coretest Systems Corporation) Установка позволяет при заданных термобарических условиях проводить закачку одно- и двухфазной систем потока жидкости в режиме стационарной и нестационарной фильтрации. Установка RPS-812 позволяет проводить эксперименты при термобарических условиях – при температурах до 150°C с созданием горного и порового давления до 340 атм. Опыты могут выполняться в прямом направлении потока с интервалами, задаваемыми по равновесию дифференциального давления, объему или времени. Все части установки изготовлены из инертных материалов: Hastelloy™, C-276, Viton и Teflon™, что позволяет использовать различные типы рабочих жидкостей.

Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-195-86. В рамках работы была выполнена серия экспериментальных исследований для нефти Усинского и Фаинского месторождений.

приближенных к пластовым. В качестве вытесняющего агента использовалась модель пластовой воды месторождения. Вытесняющий агент прокачивался через образец естественно керна до прекращения выхода углеводородной фазы (но не менее 30 поровых объемов) с расходом 0,5 мл/мин. После проведения исследования образец керна экстрагировался в соответствии с представленной методикой и подготавливался к следующему эксперименту.

Основные геометрические и фильтрационно-емкостные характеристики используемых образцов керна представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Фильтрационно-емкостные характеристики образцов керна п.п.

После проведения исследования образец керна экстрагировался в соответствии с представленной методикой и подготавливался к следующему эксперименту.

2.5 Методика определения коэффициента флокуляции Исследования по определению коэффициента флокуляции высоковязкой нефти капиллярным методом заключается в нанесении капли раствора через узкий капилляр на фильтровальную бумагу, которая способна задерживать крупные дисперсные частицы в центре расплывающейся капли. По виду пятна на бумаге после впитывания капли нефти судят о наличии в ней агрегатов асфальтеновых частиц. Равномерная окраска пятна свидетельствует об отсутствии таких агрегатов, а гетерогенная – об их наличии (рисунок 2.14).

По изменению вида пятна при добавлении к нефти различных веществ, можно оценивать их действие на асфальтены [109].

а – равномерная окраска; б – гетерогенная окраска.

За качественную характеристику состояния асфальтенов принимался коэффициент флокуляции Кф, определяющийся по формуле 2.21.

где Vн – объем исследуемой пробы нефти;

xmin – минимальный объем n-гексана, который необходимо добавить к объему анализируемой нефти для обнаружения гетерогенного пятна на фильтровальной бумаге определенной плотности.

Чем меньше коэффициент флокуляции, тем сильнее исследуемое воздействие влияет на разрушение агрегатов асфальтеновых частиц и уменьшается вероятность их ассоциации.

2.6 Методика исследования распределения размеров асфальтеновых Анализатор размеров частиц лазерный «Ласка-1К» предназначен для измерения дисперсных параметров суспензий, эмульсий и порошкообразных материалов (рисунок 2.15). Гранулометрический анализ (расчёт функции математической обработки результатов радиального распределения интенсивности монохроматического света, рассеянного микрочастицами анализируемых образцов (явление дифракции света). Лазерный луч, проходящий через дисперсную систему, имеет длину волны 670 нм. Прибор имеет 32 фотодиода, позволяющих оценивать углы рассеяния света на дисперсных частицах и определять распределение взвешенных частиц по размерам в интервале диаметров от 1 до 100 мкм.

Рисунок 2.15 – Лазерный анализатор размеров частиц «Ласка-1К» (Люмэкс) Основными показателями распределения частиц по размерам являются кривые интегрального и дифференциального гранулометрического состава.

Интегральный гранулометрический состав – долевое распределение частиц по классам крупности, которые определены только одним (чаще всего верхним) граничным значением, т.е. доля частиц с размерами меньшими данного размера.

Дифференциальный гранулометрический состав – долевое распределение по классам крупности, которые определены двумя граничными значениями (интервалом крупности), в пределе – бесконечно близкими между собой (в бесконечно малом интервале крупности). Дифференциальный гранулометрический состав получают дифференцированием (численным, графическим или аналитическим) по крупности частиц интегрального гранулометрического состава.

Для компактности представления данных гранулометрического анализа вводятся численные показатели, характеризующие функцию суммарного объёмного распределения частиц по размерам (интегральный гранулометрический состав) – квантили распределения. Каждому значению процента по оси ординат соответствует определённый диаметр частиц.

Представленное распределение можно характеризовать несколькими численными показателями (квантилями распределения): D10, D25, D50, D75, D90, D99 с соответствующими диаметрами.

Для исследований по оценке распределения размеров частиц асфальтенов были подготовлены несколько проб нефти. Подготовка проб заключалась в разбавлении исследуемых нефтей n-гексаном (соотношение нефти к n-гексану составляло 1:100). Дисперсной средой при этом служил n-гексан. Коэффициент светопропускания через кюветку при этом превышал 0,8 д.е. На дно кюветки концентрацию взвешенных частиц в объёме, предотвращая гравитационное разделение частиц по высоте дисперсной системы. В кюветку добавлялась проба разбавленной нефти в таком количестве, чтобы коэффициент светопропускания составлял величину порядка 0,5–0,6 д.е. После стабилизации сигналов регистрирующих фотодиодов производились измерения размеров частиц.

2.7 Методика исследований процесса кристаллизации парафинов в нефти 2.7.1 Описание используемого оборудования Экспериментальные исследования проводились на системе FLASS компании Vinci Technologies (Франция) предназначенной для изучения процессов образования твердых веществ (органических и неорганических) в пластовом флюиде с моделированием термобарических условий, максимально исследования в широких пределах температур (от -20 °C до +180 °C) и давлений (до 68 МПа).

Система FLASS позволяет идентифицировать кристаллы парафина и твердые тела асфальтенов, следить за изменением их размера и морфологии в зависимости от температуры, давления и времени, а также оценивать эффективность тразличных химических обработок. При проведении лабораторных исследований комбинируются две различные системы регистрации данных: система обнаружения твердых частиц (SDS) и микроскоп высокого давления (HPM).

Микроскоп высокого давления (HPM) позволяет определять твёрдые вещества и регистрировать изменение размеров и морфологии кристаллов парафина и асфальтенов, как функции температуры, давления, времени и действия различных химических добавок. Система HPM позволяет наблюдать за всеми процессами в режиме реального времени. Основные технические характеристики системы HPM представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Технические характеристики системы HPM п.п.

Представление результатов Распределение размеров частиц от 1мкм Система HPM обладает высокой точностью. Выборка данных осуществляется во время эксперимента, что позволяет идентифицировать твердые вещества и наблюдать за изменением размеров и морфологии кристаллов парафина и асфальтенов, как функции от температуры, давления и времени. Система оснащена поляризационным фильтром, благодаря которому возможно идентифицировать только частицы парафина. Оптическая система (обработка изображения, микроскоп, ячейка и подсветка) оптимизированы для изучения нефтяных флюидов. Подсветка основана на современной технологии Xenon для обеспечения высокого уровня освещённости малопрозрачных флюидов.

Система обнаружения твердых веществ (SDS) позволяет производить исследования условий образования твердых органических веществ во флюиде при пластовых условиях и в дегазированной нефти. Система SDS основана на пропускании лазерного излучения низкой интенсивности через окна ячейки с помощью смонтированных оптоволоконных зондов.

Система SDS состоит из:

лазера, установленного на окне ячейки и подключенного к высокотемпературным световодам, которые используются для подачи и получения лазерного сигнала из пробы нефти (таблица 2.3-2.4);

оптического источника для генерации сигнала, подаваемого сквозь двух оптоволоконных зондов;

программного обеспечения для сбора данных и обработки данных.

Таблица 2.3 – Технические характеристики измерителя мощности оптического излучения п.п.

Коэффициент нелинейных искажений 7 ±0.015 дБ на мВт, ±2 пикоВатт Система PVT ячейки изготовлена из нержавеющей стали. Является сосудом высокого давления со встроенным поршневым насосом на одном конце и главной ячейкой на другой. Поршень оснащен магнитной управляемой мешалкой для перемешивания исследуемого образца жидкости в однородную массу.

Таблица 2.4 – Технические характеристики PVT ячейки п.п.

Головной модуль системы SDS состоит из крышки из нержавеющей стали, снабженной смотровым стеклом высокого давления (установлен в верхней его части). Верхняя крышка включает в себя неразъемный нулевой клапан отбора, расположенный на стыке внутренней поверхности стекла.

Датчики располагаются в мертвом объеме PVT ячейки и предназначены для контроля температуры и давления исследуемой жидкости.

Система SDS основана на принципе рассеяния света. Пропускание лазерного света от лазерного источника через углеводородную фазу измеряется с помощью детектора лазерного света. Система работает в ближней инфракрасной зоне исследования, что является эффективным способом выявления давления начала кристаллизации и агрегации твердых органических веществ в системах высокого давления.

Пропускание света зависит от двух основных параметров: плотности жидкости и количества твердых веществ, представленных в жидкости.

Пропускание света обратно пропорционально плотности: если плотность уменьшается, то увеличивается пропускание света. Для газированной нефти выше точки кипения (одной жидкой фазы), плотность пропорциональна давлению, поэтому если давление падает, пропускание света пропорционально увеличивается. Пропускание света обратно пропорционально размеру твердых веществ, следовательно, если размер их увеличивается, то уменьшается пропускание света.

Пропускание света обратно пропорционально зарождению плотности твердого вещества (появление фактора твердых веществ), следовательно, если оно увеличивается, то уменьшается пропускание света.

В однородной жидкости свет проходит через жидкость с минимальным рассеянием. Появление твердых частиц приводит к частичному рассеянию света. Постепенное снижение пропускаемого света говорит об осаждении твердых веществ в исследуемой жидкости. Когда процесс образования твердых веществ прекращается, показания детектора лазерного света стабилизируются.

Программный комплекс анализа размеров частиц (PSA) позволяет обнаруживать частицы размером от 1 мкм, измерять их число, размер и распределение по размерам.

Обнаружение частиц основано на алгоритме выделения, который принимает в расчет природу наблюдаемых твёрдых веществ (асфальтенов или парафинов). На самом деле оптические свойства асфальтенов приводят к значительному рассеянию света, это означает, что частицы могут казаться других размеров, чем есть на самом деле. Следовательно, обработка данных на изображении с этим типом частиц требует соответствующую трактовку для обеспечения верных результатов.

Программный комплекс PSA позволяет определить следующие параметры:

количество частиц, присутствующих на наблюдаемой поверхности (Count).

наблюдаемой поверхности ко всей площади этой поверхности (условно названная нами «Относительная площадь частиц») (Ratio), %.

средний размер частиц (Mean), мкм2.

давление (Pressure) – отображается в PSI в системе HPM.

температура (Temperature) – отображается в °C в системе HPM.

2.7.2 Методика проведения лабораторных экспериментальных исследований по исследованию процесса кристаллизации парафинов в Перед проведением экспериментальных лабораторных исследований выполнялись подготовительные работы в соответствии с инструкцией на оборудование.

Для загрузки пробы в систему FLASS подключался аккумулятор с подготовленной нефтью, которая при помощи специального насоса инжектирует данную пробу в PVT ячейку с последующим заполнением всего объема системы.

Важным условием является температура в системе FLASS (должна соответствовать температуре пробы в аккумуляторе) и поддержание постоянного давления (давление в аккумуляторе). Для поддержки постоянного давления в системе при загрузке пробы нефти использовался основной насос PVT ячейки в режиме контроля давления «Pressure control».

После загрузки пробы в системе FLASS поднимались температура и давление. Далее проба выстаивалась до стабилизации значений системы SDS и HPM.

После стабилизации, в случае выполнения необходимых условий (оптоволоконный кабель правильно подключен, ячейка чистая, измеряемый сигнал около 1 мВт), начинался процесс проведения экспериментальных исследований.

Исследования процесса образования кристаллов парафина в нефти выполнялись в режиме «Изобарического снижения температуры».

2.8 Методика обработки экспериментальных данных исследований, обрабатывались методами математической статистики. В ходе проведения исследований по полученным результатам устанавливались систематические и случайные погрешности.

определялось из выражения (2.21):

где b – допустимая ошибка;

– коэффициент вариации;

t – критерий Стьюдента, выбираемый по стандартной таблице в зависимости от величины принятой доверительной вероятности ().

Средние значения полученных данных определяли по следующей формуле:

где x – среднеарифметическое значение замера;

X i – значение отдельного показателя в одном опыте;

n – количество опытов.

Степень разброса индивидуальных значений показателей вокруг среднего определялось по среднеквадратичному отклонению:

Оценка достоверности средних значений проводилась путем определения коэффициента вариации (V), стандартной ошибки среднего арифметического доверительных интервалов среднего значения (L) по следующим формулам:

где t – значение критерия Стьюдента, при заданной надежности;

L – возможное среднее значение с принятой надежностью.

1. В соответствии с основными требованиями, предъявляемыми к методикам проведения измерений, разработана программа исследования технологии комбинированного воздействия. Разработанная программа позволяет производить сравнительные исследования для оценки эффективности комбинированного воздействия НПАВ и плазменно-импульсной технологией на различные физико-химические характеристики нефти, а также осуществлять выбор оптимальных параметров воздействия.

2. Для проведения работ по изучению влияния плазменно-импульсной технологии на физико-химические характеристики исследуемых образцов нефти был разработан экспериментальный стенд, позволяющий моделировать воздействие ПИТ в лабораторных условиях.

проведения экспериментальных исследований подбирались с учетом оснащенности лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ПРИМЕНЕНИЕМ НЕИОНОГЕННЫХ

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПЛАЗМЕННОИМПУЛЬСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

3.1 Обоснование параметров излучателя экспериментального стенда по моделированию плазменно-импульсной технологии 3.1.1 Расчет спектров резонансных (доминантных) частот продуктивных Поиски новых решений использования энергии продуктивного пласта и рассмотрение свойств геологического разреза с характерными для каждого пласта плотностью, скоростью распространения упругих колебаний (продольные, поперечные и другие типы волн) в горном массиве позволили заключить, что при воздействии на продуктивный пласт, затухание упругих колебаний разных частот в разрезе, сложенном породами с различными физическими параметрами, включая пористые среды, отличающиеся параметрами пористости, проницаемости, содержания глинистого материала, насыщенные газом, нефтью или водой, должно быть различным [77, 88].

нелинейностью взаимодействия физических сред. Действительно, исследование спектра сигнала, излучаемого наземными сейсмическими источниками в точках, удаленных на разное расстояние от источника упругих колебаний, показали, что, наряду с большим поглощением более высоких частот, в спектрах измеренных сигналов выделялись сигналы, частота которых для пластов с различными физическими параметрами отличались по спектру частот, а амплитуда их превышала уровень сигналов соседних частот по спектру.

К такому же выводу пришел В.Н. Николаевский (Институт Физики Земли РАН), назвав эти частоты «доминантными» [88].

Предложенная им математическая модель распространения плоской одномерной волны в вязкоупругой сплошной среде, описывается системой уравнений:

где - плотность среды; - скорость распространения волны; - напряжение, характеризующая скорость изменения соответствующей величины в частице среды, (х, t) - Эйлеровы координаты. Деформация l и скорость распространения волны связаны соотношением:

Для учета свойств горных пород представленные уравнения необходимо вязкоупругой среды записывается в виде:

Связь реологических коэффициентов a p, b p с параметрами среды определяется выбором конкретной реологической модели.

Решением эволюционного уравнения:

Является:

где k - волновое число, определяющее пространственную частоту волны.

Практически «доминантные» частоты определяются по упрощенной формуле:

где Vi - скорость плоской волны в горной породе, м/с;

- безразмерная величина, определяемая физико-механическими свойствами горных пород;

i - размер осциллятора, м.

Задавшись значениями Vi, i, i для конкретных сред (таблица 3.1), получим диапазон доминантных частот (таблица 3.2).

Таблица 3.1 – Физические параметры продуктивных коллекторов несцементированный Известняк трещиноватый Скорость продольных волн для: воды – 1,47 км/с, нефти – 1,3-1,4 км/с Из таблицы 3.2 следует, что диапазон «доминантных» частот для пластов различной мощности и состава горных пород лежит в спектре от нескольких герц до нескольких десятков килогерц.

Таблица 3.2 – Спектры резонансных (доминантных) частот продуктивных нефтяных пластов различной толщины Скорость продольной волны Vp, Спектры резонансных частот нефтяных пластов различной толщины, Гц Эти данные не единичны и достаточно точно подтверждаются результатами полевых экспериментов резонансного эффекта геохимического отклика нефтяного пласта на сейсмическое возбуждение [114].

Таким образом, по результатам проведенных расчетов были установлены спектры резонансных (доминантных) частот продуктивных нефтяных пластов различной толщины. Установлено, что диапазон «доминантных» частот для пластов различной мощности и состава горных пород лежит в спектре от нескольких герц до десятков килогерц. Из этого следует, что источник упругих колебаний должен обладать импульсом с наиболее широким частотным спектром, чтобы удовлетворять условиям различных месторождений и быть наиболее универсальным.

3.1.2 Исследование зависимости характеристик излучаемых импульсов от Для оценки характеристик импульсов ПИТ в лабораторных условиях был проведен комплекс исследований. Оценивалось влияние изменения диаметра инициирующего проводника и межэлектродного расстояния на длительность импульсов и их частотные характеристики.

инициирующих проводников различного диаметра представлены на рисунке 3.1. На графике отчетливо видно снижение длительности импульса при уменьшении диаметра используемого инициирующего проводника от 37,2 мкс до 6,7 мкс.

На рисунке 3.2 представлена зависимость длительности импульсов от диаметра инициирующего проводника при различных расстояниях между электродами. Проведенные исследования показали, что изменение расстояния между электродами не оказывает существенного влияния на длительность импульса.

Таким образом, экспериментально установлено, что регулирование длительности импульса можно осуществлять изменением диаметра инициирующего проводника.

Рисунок 3.1 – Зависимость изменения характеристик импульсов при моделировании воздействия плазменно-импульсной технологией от диаметра На следующем этапе оценивались частотные характеристики полученных импульсов. Расчет частотных спектров производился методом преобразования Фурье в программном комплексе MathCad.

Рисунок 3.2 – Зависимость длительности импульса от диаметра используемого инициирующего проводника при различных расстояниях между электродами В таблице 3.3 приведены исходные данные, задающие импульсы: векторы Tk, k= 1..3 – дискретные отсчеты времени (мкс), Uk – соответствующие значения сигнала (В). Графическое изображение импульсов представлено на рисунке 3.3.

Таблица 3.3 – Исходные данные № Импульс №1 (d=0,5 мм) Импульс №2 (d=0,25 мм) Импульс №3 (d=0,15 мм) № Импульс №1 (d=0,5 мм) Импульс №2 (d=0,25 мм) Импульс №3 (d=0,15 мм) Для нахождения частотных спектров необходимо вычислить параметры сигнала во все моменты времени. Построение данной функции производилось методом линейной интерполяции (между соседними отсчетами времени, сигнал полученные точки).

Частотным спектром или спектром некоторого сигнала называют модуль преобразования Фурье. По определению, преобразованием Фурье некоторой функции f называется функция F, которую можно представить в следующем виде:

где символ i в показателе экспоненты – мнимая единица.

(например, произвольный сигнал) представляет собой комплексную функцию.

В соответствии с формулой Эйлера:

в интеграле можно выделить вещественную и мнимую части:

соответственно:

Таким образом, частотный спектр (модуль интеграла Фурье, как комплексозначной функции) равен:

Функции спектров исследуемых импульсов имеют вид:

Импульс №2:

F2 ( ) 0 e itU 2 ( t ) dt (преобразование Фурье);

Импульс №3:

F3 ( ) 0 e itU 3 ( t ) dt (преобразование Фурье);

полученных спектров.

Рисунок 3.3 – Частотный спектр сигнала (d=0,5 мм) Проанализировав полученные результаты, можно отметить качественное сходство спектров: на всех зависимостях имеется один абсолютный максимум, который приблизительно соответствует частоте синусоидального колебания, полуволной которого можно было бы аппроксимировать первое вступление исходного импульса. Также на графиках имеется несколько локальных максимумов, монотонно убывающих по амплитуде с ростом частоты.

Рисунок 3.4 – Частотный спектр сигнала (d=0,25 мм) Рисунок 3.5 – Частотный спектр сигнала (d=0,15 мм) По результатам проведенных исследований было установлено, что имеет место общая закономерность – чем более компактно во времени расположен исходный сигнал, тем шире его спектральное представление. Таким образом, для дальнейших экспериментальных исследований было принято решение использовать инициирующий проводник с диаметром 0,15 мм, который позволяет получить максимально широкий частотный спектр (рисунок 3.5).

3.2 Исследование влияния комбинированного воздействия на диффузионные свойства поверхностно-активных веществ 3.2.1 Исследование диффузионных свойств поверхностно-активных веществ (нефть Усинского месторождения) По результатам проведенных исследований было установлено, что межфазное натяжения нефти Усинского месторождения на границе с дистиллированной водой равно 32,4 мН/м. При контакте исследуемых проб нефти с водными растворами НПАВ (концентрации 0,05; 0,1; 0,5; 1; 1,5 и 2% мас.) межфазное натяжение постепенно снижалось в течение 15 суток (рисунок 3.6).

Рисунок 3.6 – Пример зависимости снижения межфазного натяжения нефти на границе с дистиллированной водой после контакта с водным раствором НПАВ Полученные значения межфазного натяжения для нефтей находившихся на контакте с водными растворами НПАВ с концентрациями 0,05; 0,1; 0,5; 1;

1,5 и 2% мас. представлены в таблице 3.4 и на рисунке 3.7. Снижение межфазного натяжения нефти Усинского месторождения на границе с дистиллированной водой связано с переходом из водного раствора НПАВ нефтерастворимых компонентов.

Таблица 3.4 – Изменение межфазного натяжения нефти на границе с дистиллированной водой после контакта с водными растворами НПАВ Наименование Межфазное Рисунок 3.7 – Зависимость изменения межфазного натяжения нефти на границе с дистиллированной водой после контакта с водными растворами НПАВ продиффундировавших в нефть нефтерастворимых компонентов НПАВ увеличивается при увеличении его концентрации в водном растворе. Однако данный процесс имеет свою предельную границу, при которой последующее увеличение концентрации НПАВ в водном растворе не влияет на дальнейшее снижение межфазного натяжения. Предельная концентрация НПАВ играет важную роль в процессах заводнения с использованием водных растворов месторождения предельная концентрация НПАВ в водном растворе находится в диапазоне от 0,5 до 1 % (рисунок 3.7). Из данного диапазона оптимальных концентраций была выбрана максимальная оптимальная концентрация водного раствора неионогенного ПАВ равная 1% мас.

На следующем этапе оценивалось влияние воздействия ПИТ на диффузию НПАВ из водного раствора в нефть. Результаты проведенных исследований представлены на рисунке 3.8 и в таблице 3.5.