[ «ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО-ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ ...»
Министерство образования и наук
и Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
На правах рукописи
РОЩИН Павел Валерьевич
ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ
ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО-ПОРОВЫМИ
КОЛЛЕКТОРАМИ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторожденийДИССЕРТАЦИЯ
на соискание ученой степени кандидата технических наукНАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:
доктор геолого-минералогических наук, доцент Петухов А.В.Санкт-Петербург–
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ
ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КОЛЛЕКТОРАМ
ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового типа 1.2 Обзор опыта разработки залежей высоковязкой нефти
1.3 Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам
ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТАРАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ,
СОДЕРЖАЩИХ ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ2.1 Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием растворителей
2.2 Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой нефти
ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКИХ
НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ПРОВИНЦИИ С ЦЕЛЬЮ ОБОСНОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ3.1 Исследование реологических свойств высоковязких нефтей месторождений Самарской области
3.2 Лабораторные исследования использования реагента-растворителя для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти
3.3 Лабораторные исследования процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти водой и разработанным реагентом в трещинно-поровом карбонатном коллекторе
3.4 Изучение влияния реагента-растворителя на структурные особенности формирования частиц АСПВ в образце высоковязкой нефти путем проведения PVT-исследований
3.5 Изучение влияния разработанного реагента-растворителя на упругую и вязкую компоненты вязкости аномальной нефти
ГЛАВА 4 КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ
ЗОНЫ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ И
ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ ПАРА4.1 Технология добычи высоковязкой нефти путем циклической закачки пара в добывающие скважины
4.2 Разработка комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность диссертационной работы Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН), приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и, как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт.Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации.
При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, А.А. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А.
Хабибуллин, М.М. Хасанов, Р.С. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа.
Идея диссертационной работы Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентомрастворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов.
Задачи исследований 1. Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей.
2. Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических свойств нефтей исследуемых месторождений.
3. Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагент-растворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей.
4. Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром.
Методы исследований При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, PVT, микроскопические и др.).
Научная новизна работы 1. Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц.
2. Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства.
Защищаемые научные положения 1. Установленные температурные зависимости изменения тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о формировании и разрушении высокомолекулярных пространственных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости при низких температурах, что вместе со сложным строением трещиннопоровых коллекторов предопределяет необходимость применения комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием разработанного реагента-растворителя и циклической закачки пара.
2. Применение разработанного реагента-растворителя на основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами, смолами и парафинами.
подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием комплекса современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов.
Практическое значение работы 1. Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещинно-порового типа, содержащих высоковязкие нефти.
2. Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах.
3. Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».
Апробация работы Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных международных и региональных научно-практических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г. Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложннных условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др.
Публикации По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России.
Структура и объм диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, включающего наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков.
ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ
К КОЛЛЕКТОРАМ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА
1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового Для многих залежей высоковязких нефтей характерно сложное строение пустотного пространства коллектора, что необходимо учитывать при разработке этих объектов. По данным различных исследователей, крупные поры в карбонатных и терригенных коллекторах соединяются между собой более мелкими каналами и разветвленной сетью трещин. Современное представление о геологическом строении коллекторов трещинно-порового типа базируется на предположении о том, что кроме мелких трещин также существует сеть относительно крупных трещин с высокой степенью раскрытости. Это подтверждается результатами гидродинамических исследований скважин, а также данными разработки и моделирования залежей [12,16,30,34,63].Наличие сети крупных трещин приводит к невозможности исследования сложных залежей только по образцам керна стандартными лабораторными методами, с замером приборами величины пористости и проницаемости.
Отмечается, что абсолютная пористость карбонатных коллекторов зачастую много выше открытой пористости [20,38]. Это объясняется сложной структурой пустотного пространства, которое представлено вторичными порами, кавернами и трещинами.
По данным некоторых исследователей, низкопроницаемые карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью от 0,2 до 1 мД содержат от 50 до 75% мировых ресурсов нефти. В Самарской области высокую естественную нефтенасыщенность низкопроницаемых карбонатных коллекторов и перспективы их разработки отмечал В.И Колганов [39,40]. Следует отметить, что за счет действия капиллярных сил для нефтенасыщенных карбонатных коллекторов с низкой поровой проницаемостью характерны приемлемые коэффициенты вытеснения нефти.
Карбонатные коллекторы имеют сложную пространственную структуру макро- и микротрещиноватости с большим количеством вертикальных и горизонтальных трещин. Последние за счет изменения пластового давления и действующего порового давления могут изменять свою раскрытость [12,24,63,64,125]. На рисунке 1.1 представлена масштабная инвариантность тектонической трещиноватости природных резервуаров и разрешающая способность современных скважинных и сейсмических методов. Следует отметить, что существует масштабный пробел в изучении среднемасштабных и крупных трещин, тектонических нарушений, связанный с техническими характеристиками современного оборудования, используемого для проведения сейсморазведочных работ и разрешающей способностью этого широко используемого метода.
Рисунок 1.1 – Масштабная инвариантность (скейлинг) тектонической трещиноватости природных резервуаров и разрешающая способность современных скважинных и сейсмических методов, используемых для изучения трещиноватости продуктивных пород (по данным T. Needham, 1996 и R.
Oppermann, 2012 с дополнением А.В. Петухова) [123,124].
В некоторых редких случаях можно наблюдать трещины визуально в нефтяных или угольных шахтах (например, на Ярегском месторождении высоковязкой нефти). Однако, опыт разработки месторождений нефти шахтным способом уникален возможностью организации бурения горизонтальновосходящих скважин в зоны высокой трещиноватости горных пород, систематическое изучение которых проводится достаточно долго. При добыче нефти путем бурения скважин на большую глубину очень сложно выделять зоны с большим количеством трещин и именно поэтому необходимо дальнейшее совершенствование сейсморазведки и других промыслово-геофизических методов.
Проницаемость для одного и того же пласта, определенная по керну и по данным гидродинамических исследований скважин, может сильно различаться.
Это объясняется наличием зон высокой трещиноватости в коллекторах трещиннопорового типа. Для обнаружения и изучения таких высокопроницаемых зон по результатам исследования продуктивных песчаников, насыщенных высоковязкой нефтью, в шахтных выработках используется «Метод структурного анализа», основы которого были заложены еще в СССР в 1943 году на Ярегском нефтяном месторождении [59].
При сравнении значений проницаемости для карбонатных коллекторов месторождений Урало-Поволжья, полученных при исследовании керна и при интерпретации данных гидродинамических исследований скважин, выявлено их значительное различие [20]. Автор указанной работы отмечает, что при подготовке керна карбонатных пород для фильтрационных исследований образцы зачастую раскалывались по трещинам, не заметным невооруженным глазом. В работе Викторина В.Д., Лыкова Н.А. приводится таблица сравнения проницаемости карбонатных коллекторов, где данные по проницаемости образцов породы разнятся в зависимости от методики проведения исследований.
Очень важным фактором для процесса разработки залежей высоковязкой нефти является слоисто-неоднородная структура пластов-коллекторов.
Карбонатная или терригенная порода каждого пропластка обладает особенным строением пор и более крупных пустот, однако величина пористости всегда подчиняется нормальному закону распределения [20]. Существенные различия в пористости и проницаемости коллекторов оказывают влияние на приемистость нагнетательных скважин, вскрывших продуктивный горизонт. Вследствие этого средне- и низкопроницаемые продуктивные пласты характеризуются низким откликом на заводнение и невысоким коэффициентом охвата по пласту. Данная проблема в процессе разработки может решаться созданием экранов, закачкой гелей и другими способами выравнивания профилей приемистости скважин.
Совместная эксплуатация всех прослоев карбонатного или терригенного разреза приводит к тому, что эффективно «работать» на приток могут лишь несколько пропластков из многослойной толщи пород. Кроме того, наличие трещин существенно осложняет выделение работающих пропластков. Обычно этот вопрос решается спуском высокоточных приборов в скважину для замера дебитов в отдельных интервалах. Существование высокопроницаемых каналов фильтрации в залежах высоковязкой нефти подтверждают также данные трассерных исследований.
На сегодняшний момент выявить и учесть зональную неоднородность карбонатных и терригенных коллекторов, содержащих высоковязкие нефти, можно путем проведения промысловых геологических исследований. Кроме того, возможно выделение локальных зон и участков с большим количеством трещин и каверн. Дополнительно к традиционным геофизическим исследованиям с поверхности, например, 3D сейсморазведки, возможен спуск в скважины специальных приборов для обнаружения трещин, таких как сканеры FMSTM, FMI компании Шлюмберже.
Упруго-механические свойства продуктивных пород, содержащих высоковязкие нефти, столь же разнообразны, как и фильтрационно-емкостные.
Каждый пропласток или слой характеризуется своими параметрами, такими как коэффициент Пуассона, прочность на сжатие и разрыв [29]. Это подтверждается также и данными изучения акустических свойств пород-коллекторов. В каждом слое возможно обнаружение связи между пористостью и прочностью, однако для каждого слоя такие параметры должны рассчитываться индивидуально.
Изменение механических свойств оказывает существенное влияние на подбор способов вскрытия и обоснование технологий повышения нефтеотдачи пластов. К примеру, именно по акустическим свойствам и данным специальных исследований подбирают параметры многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах.
Также стоит отметить одну из ярких и характерных особенностей сложных карбонатных и терригенных коллекторов – их трещиноватость, которая определяется как упругими свойствами, так и ходом геологической истории формирования продуктивного пласта. Горизонтальные трещины в пласте зачастую образуются в результате природных тектонических процессов. Также в пласте присутствуют вертикальные и наклонные к напластованию трещины. По величине раскрытости трещин, по мнению авторов работы [20], целесообразно выделять микротрещины с раскрытостью до 50 мкм и макротрещины с раскрытостью более 50 мкм. По многим причинам, на образцах керна удается провести исследование только микротрещиноватости. Роль микротрещин в хорошо проницаемых карбонатных коллекторах слаба и необходимы дополнительные методы по воздействию на такую систему пустотного пространства.
В Самарской области существует ряд месторождений с трещинно-поровым типом коллектора. К ним можно отнести Алакаевское, Козловское, Хилковское, Кулешовское, Западное и другие месторождения. Исходя из того, что многие исследования по вновь открытым залежам севера Самарской области еще ведутся, возможно обнаружение новых залежей с коллектором подобного типа, в том числе и содержащих высоковязкие нефти.
1.2 Обзор опыта разработки залежей высоковязкой нефти Разработка месторождений тяжелой высоковязкой нефти и природного битума (ВВН и ПБ) была начата уже в 19 веке, когда вручную проводилась добыча асфальтита в горных выработках. Вместе с асфальтитом извлекалась и тяжелая высоковязкая нефть. Один из характерных примеров – Печерское месторождение природного битума, расположенное в центральной части Самарской области, в пределах которого сохранились старые горные выработки битумные штольни. По сегодняшний день можно наблюдать натеки битума на стенках горных выработок в карбонатных породах в штольнях старого рудника (рисунок 1.2). Автором работы была осуществлена специальная поездка на это месторождение с целью отбора образцов карбонатных пород для изучения фильтрационно-емкостных свойств, а также особенностей структуры пустотного пространства на компьютерном рентгеновском томографе.
Рисунок 1.2 – Фото одной из штолен в пределах Печерского месторождения Открытые горные работы по добыче ВВН и ПБ также велись на Водинском месторождении битумов и самородной серы. Для территории Самарской области и Урало-Поволжья в целом характерны поверхностные проявления высоковязкой нефти и природного битума, хорошо изученные во времена СССР. Используя эту исследований из поверхностных нефтепроявлений на Бузбашском месторождении. Для этого путем скалывания нефтенасыщенной породы были отобраны образцы карбонатных пород, которые в дальнейшем экстрагировались низкокипящим растворителем. Затем растворитель выпаривался при нагревании образцов до температуры кипения.
Известно также, что велась добыча высоковязкой нефти кустарными способами на обнажениях нефтенасыщенных карбонатных пород на р. Сок.
Примечательно, что в 1930е годы некоторые ученые, занимавшиеся поиском месторождений в Куйбышевской (Самарской) области, отрицали существование крупных залежей углеводородов в карбонатных коллекторах, в связи с тем, что эти породы ими рассматривались как плотные и низкопроницаемые [23,43].
На сегодняшний день существует большое количество методов добычи тяжелой высоковязкой нефти как из карбонатных коллекторов, так и из песков и песчаников.
Имеют место различные классификации технологий добычи ВВН и ПБ.
Однако, исходя из основных принципов процесса разработки все существующие методы добычи ВВН и ПБ можно разделить на следующие: карьерный и шахтный способы разработки, «холодные» способы добычи, тепловые методы.
Один из самых простых способов добычи – это разработка на естественном режиме, при котором высоковязкая нефть добывается без применения тепловых методов или специальных ПАВ (поверхностно-активных веществ) и растворителей. Данный способ позволяет извлекать нефть без дополнительных затрат на добычу. Он реализуется за счет создания депрессии на пласт и использования энергии растворенного газа, а также энергии пластовых вод, расширения горной породы и флюидов, напора газа в газовой шапке. Одним их основных преимуществ данного способа является возможность применения традиционного насосного оборудования без использования специальных термостойких материалов. Недостатками данного способа являются быстрое обводнение скважин ввиду прорыва воды к перфорированным интервалам, низкие темпы отбора, резкий рост газового фактора. В настоящее время метод применяется на многих месторождениях высоковязкой нефти Самарской области.
Карьерные и шахтные способы были реализованы в небольшом количестве в разных странах. Например, примитивный способ добычи асфальтита и высоковязкой нефти вместе с породой применялся в XIX-XX веках на некоторых месторождениях Самарской области, Республики Татарстан, Республики Коми.
Примером карьерной добычи также могут служить описанные выше Печерское или Водинское месторождения Самарской области. Шахтный способ добычи был успешно внедрен ранее в СССР на Ярегском нефтетитановом месторождении [59,75], а также на ряде других месторождений в разных странах: Хигасияма, Керн Ривер, Пешельбронн, Сарата Монтеору, Уйташское. Например, на месторождении Синкруд в Канаде нефть извлекается вместе с песком карьерным способом [109].
Весьма высокие перспективы для дальнейшего развития имеют так называемые методы холодной добычи высоковязких нефтей. К ним относят вытеснение нефти путем закачки специальных вытесняющих агентов: воды, растворителей, технологии VAPEX и RASD-VAPEX, закачка поверхностноактивных веществ (ПАВ), щелочи, углекислого газа и др. [104,122]. Все эти методы обладают как рядом преимуществ, так и имеют некоторые существенные недостатки. Основным преимуществом данного направления является отсутствие нагрева продуктивного пласта. Отмечается также, что при добыче ВВН и ПБ с использованием растворителей, возможна их рециркуляция и повторное применение. На рисунке 1.3 представлена схема процесса VAPEX. Эта технология добычи высоковязкой нефти и природного битума предусматривает бурение 2 нагнетательных скважин, располагающихся непосредственно у водонефтяного контакта, и одной добывающей скважины. Растворитель подается в нагнетательные скважины и вымывает высоковязкую нефть или природный битум из продуктивного пласта. К преимуществам такой добычи можно отнести отсутствие необходимости прогрева пласта, закачки пресной воды или пара, сжигания природного газа, экологичность.
Рисунок 1.3 – Принципиальная схема процесса VAPEX (Igor Mokrys, 2007) Существуют также многочисленные способы и технологии добычи ВВН и ПБ, связанные с тепловым воздействием на пласт. Их можно условно разделить на методы внутрипластового горения (влажное и сухое горение и др.), воздействие теплом на призабойную зону пласта (спуск скважинных нагревателей, индукционный нагрев, циклическая пара и др.), добыча с площадной закачкой агента-теплоносителя (закачка горячей воды, закачка пара), а также термогравитационный дренаж, термогазовое воздействие и др. За счет закачки агента-теплоносителя или термических процессов в пласте происходит значительное уменьшение вязкости нефти и увеличивается ее подвижность.
Тепловые методы разработки ВВН и ПБ имеют достаточно высокую эффективность, подтвержденную многолетней практикой их применения как в России, так и за рубежом [16]. Преимущества термических методов - высокая нефтеотдача, относительная простота применения. Для таких методов необходимо наличие достаточной мощности (не менее 2 метров) продуктивного пласта, с хорошей вертикальной проницаемостью. По отношению к терригенным и карбонатным коллекторам, наличие трещин может оказывать как положительное, так и отрицательное влияние на работку месторождений.
Низкопроницаемая матрица пласта, в условиях отсутствия трещин будет слабо принимать пар или горячую воду, вследствие этого прогрев будет неравномерным и длительным. Однако, наличие сверхпроницаемых каналов и трещин может способствовать преждевременному прорыву пара в добывающие скважины. При этом пар не будет успевать прогревать пласт [75]. Тепловые способы добычи получили широкое внедрение как в России (Ашальчинское, Ярегское, Усинское и др. месторождения), так и за рубежом на большой группе месторождений, расположенных в провинции Альберта [22,85,109]. Известно большое количество примеров по успешному внедрению тепловых методов и других технологий добычи высоковязкой нефти и природного битума, многие из которых описываются в работах [1-11,16-19,27,30-33,36,37,41-45,50,51,57,69,74,75,79Одной из наиболее эффективных и широко применяемых на сегодняшний день считается технология парогравитационного дренирования - Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD). На рисунке 1.4 проиллюстрирована сущность процесса добычи ВВН и ПБ с использованием этой технологии. Для реализации SAGD бурят 2 параллельные горизонтальные скважины. Как только пар подан в верхнюю скважину, он формирует прогретую паром область (паровую камеру).
На сторонах камеры пар конденсируется, отдавая скрытую теплоту флюидам, и, таким образом, делает подвижным высоковязкую нефть и природные битумы путем значительного уменьшения их вязкости. Далее начинает действовать сила тяжести, которая опускает сконденсированную воду и подвижные углеводороды к добывающей скважине, пробуренной в нижней части пласта.
Рисунок 1.4 - Процесс SAGD (рисунок Max Medina, 2010 год) [117].
Расширение заполненной паром области в продольном и поперечном направлениях относительно ствола скважины может быть скорее несимметричным, но, до некоторой степени, достаточно быстрым, до того как пар достигнет кровли породы-коллектора. Процесс основан на разогревании высоковязкой нефти и природного битума, добываемого по мере роста заполненной паром области. Равномерное расширение прогретой паром области остается одной из наиболее сложных задач, которую необходимо решить при реализации процесса SAGD.
Процесс SAGD протекает в трх выраженных фазах: начало или начальная циркуляция; добыча (парогравитационное дренирование) и заключительная фаза. Начало процесса нацелено на то, чтобы сделать подвижным битум или высоковязкую нефть и создать между нагнетательной и добывающей скважинами область дренирования. Наиболее широко используется метод начала циркуляции пара в обеих скважинах в течение 90 дней, когда пар закачивается одновременно в нагнетательную и добывающую скважины.
Обычными операциями являются закачка пара и добыча тяжелой нефти для формирования прогретой области над добывающими скважинами. Это обеспечивает подачу тепла ко всему объему запасов в границах дренируемой области. Данная вторая фаза длится столько времени, сколько считается целесообразным при извлечении тяжелой высоковязкой нефти. При этом осуществляется добыча высоковязкой нефти из добывающей скважины и закачка пара в нагнетательную. Процесс окончания работы является заключительной фазой и состоит из последовательных операций, имеющих цель уменьшения количества нагнетаемого пара и использования вспомогательных контуров нагнетания.
слабосцементированным песчаником или битуминозным песком, которые характеризуются высокой вертикальной и горизонтальной проницаемостью [117].
Однако, многие специалисты считают возможным применение данной технологии на месторождениях высоковязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах.
Перекрывающая порода-покрышка особо важна для большинства проектов SAGD. Она должна являться барьером для предотвращения потерь пара в вышележащие пласты или, в самом нежелательном случае, на поверхность.
Порода-покрышка не должна пропускать пар. Если покрывающая толща допускает утечки пара, это может обернуться катастрофическим ущербом как в экономическом плане, так и в экологическом. Если пар проникает в вышележащие слои, это окажет серьезное воздействие на расширение прогретой паром области и, кроме того, отрицательно скажется на термической эффективности и на суммарной добыче [117].
Можно отметить, что в целом, проекты с использованием прогрева пласта паром показали свою эффективность в различных регионах планеты.
Проведенный обзор показывает, что они применяются в различных вариациях и исполнении. При закачке пара очень часто используются физико-химические методы, такие как закачка гелеобразующих составов, растворителей, ПАВ, щелочей и т.д.
В соседней с Самарской областью Республике Татарстан активно ведутся научно-исследовательские работы, опытно-промышленные испытания, а также осуществляется добыча высоковязкой нефти и природного битума на ряде месторождений. Среди них следует отметить Ашальчинское месторождение, как один из примеров эффективного внедрения в процесс добычи нефти парогравитационного дренажа (SAGD) [93]. Для реализации этой технологии на Ашальчинском месторождении бурятся две параллельные горизонтальные скважины. При этом горизонтальный участок скважины может быть длиной вплоть до 1000 метров. За счт небольшой глубины залегания продуктивных пластов многие скважины бурятся под наклоном с поверхности. Обычно добывающая скважина бурится первой и располагается как можно ближе к подошве пласта. Верхняя нагнетательная скважина располагается наоборот ближе к кровле продуктивного пласта. На рисунке 1.5 представлена конструкция и схема расположения скважин при реализации технологии SAGD.
Рисунок 1.5 – Пример схемы расположения и конструкции скважин при добыче высоковязкой нефти методом парогравитационного дренирования SAGD Известно, что первая пара горизонтальных скважин при опробовании технологии SAGD на одном из месторождений в Канаде была пробурена с использованием магнитного наведения для определения взаимного расположения одной скважины по отношению к другой. Это позволило точно измерять расстояние и ориентацию в пространстве нагнетательной скважины, которая бурится второй, после бурения первой добывающей скважины.
Работа такой навигационной системы основывается на измерении величины магнитного поля от уже пробуренной скважины. Это магнитное поле может быть индуцировано и измерено с помощью различных приборов и методов (Гриллс, 2002), которые используются в навигационных системах подобного типа.
Несмотря на достаточно высокую эффективность технологии SAGD на усовершенствовать эту технологию. При этом следует отметить, что паронефтяной фактор, характеризующий объем пара, необходимый для извлечения одной тонны нефти, наиболее часто используется как ключевой показатель эффективности внедрения технологии парогравитационного дренажа.
Основной целью является минимизация паронефтяного фактора, при этом значение от 2 до 3,5 тонн пара на 1 тонну нефти является показателем эффективной работы данной технологии.
В настоящее время предлагаются следующие направления для повышения эффективности добычи ВВН и ПБ с использованием технологии SAGD:
непараллельное расположение пар скважин, дополнительная подача растворителя, оптимизация парораспределения и контроль притока скважинной жидкости [117,121].
Существует способ добычи ВВН и ПБ с применением газлифтного оборудования. Это техническое решение имеет много достоинств, поскольку при такой добыче нет движущихся частей в насосе и электрических элементов.
Применение электроцентробежных насосов в методах добычи ВВН при закачке перегретого пара часто ограничено, поскольку поднимаемая жидкость имеет высокую температуру и не способна охлаждать погружной электродвигатель.
Также необходимо отметить ряд других инновационных методов, предлагаемых для разработки месторождений высоковязкой нефти в последние годы. Это электромагнитное, ультразвуковое и другие виды воздействия на призабойную зону пласта при помощи устройств, работающих от электрической энергии [105,118,119].
Существует ряд развивающихся технологий по добыче ВВН и ПБ с использованием специальных электродов для прогрева продуктивных пластов.
Электроподогрев на нефтеносных песках Альберты для разработки тяжелой нефти изучался с 1970-ых годов. Данная технология, как правило, используется в качестве вспомогательного средства при реализации SAGD и разработке месторождения карьерным способом. Одной из разновидностей такой технологии является Электротермический Динамический Процесс Извлечения ВВН и ПБ The Electro-Thermal Dynamic Stripping Process (ET-DSP™) [118,119].
Процесс ET-DSP ТМ осуществляется таким образом, чтобы электрическая энергия не уходила из системы и в значительной степени передавалась в нефтяные пески, с учетом их геологической неоднородности. Согласно имеющимся данным [118-120], процесс ET-DSP ТМ отличается следующими особенностями теплового воздействия на пласт:
1) Взаимосвязь электроподогрева с переносом теплоты. Это достигается закачкой довольно небольших объемов воды примерно 1 м 3 /день на каждый электрод;
2) Контроль напряжения и фазовое распределение между отдельными электродами выбираются, исходя из того, что эти важные параметры могут быть определены только непосредственно на промысле с учетом геологической неоднородности пласта;
3) Необходим контроль работы каждого электрода в режиме реального времени для предотвращения перераспределения тока между ними, что обеспечивает максимальную теплоотдачу в нефтеносные пески;
4) Необходима постоянная подача воды на концы электродов, чтобы ток мог протекать более равномерно с поверхности электродов в породу, что позволит предотвратить выкипание воды и будет способствовать поддержанию стабильности бесперебойного подведения электрической энергии к нефтяным пескам.
5) Электроды в каждой скважине устанавливаются таким образом, чтобы толщины проницаемых и непроницаемых слоев не являлись ограничивающим фактором;
6) Определенное геометрическое положение электродов и расположение добывающих скважин влияет на распространение давления в нефтяных песках, что обеспечивает максимальную добычу тяжелой нефти и уменьшает количество застойных зон.
F.E. Vermeulen и W. McGee в статье «Механизмы электропрогрева для извлечения тяжелой нефти из нефтенасыщенных песков» отмечают достаточно высокий коэффициент нефтеотдачи при использовании электропрогрева по технологии ET-DSP ТМ (по результатам моделирования), а также тот факт, что электротермическая энергия воздействует непосредственно на продуктивные отложения. При применении технологии ET-DSP ТМ коэффициент эффективности использования электрической энергии составляет 434,05 кВтч/м3, что является высоким показателем. Второй важный фактор использования электротермической энергии – это относительно быстрый прогрев продуктивного пласта. На основе анализа имеющихся данных авторы приведенной выше статьи сделали следующие важные выводы по применению технологии электропрогрева ET-DSP (F.E. Vermeulen, W. McGee, 2007):
1. Внутренний электротермический подогрев повышает температуру в продуктивном пласте намного быстрее, нежели другие методы его подогрева.
Отсутствие необходимости перемещать флюид как агент-теплоноситель для увеличения температуры пластовой системы обеспечивает эффективность электротермического воздействия вне зависимости от пористости и характера насыщения породы-коллектора.
2. Постоянная подача воды на электроды ведет к увеличению пластового давления, так как производится отбор скважинной продукции из добывающих скважин и давление между электродами и точками добычи остается постоянным.
Это достигается за счет поддержания пластового давления испаряемой водой.
Повышение градиентов давления в сочетании с действием силы тяжести способствует ускорению притока ВВН и ПБ из пласта к забою добывающей скважины.
3. Увеличению пластового давления также способствует термическое расширение породы, воды и газа.
Все описанные выше способы и технологии добычи ВВН и ПБ требуют тщательного изучения геологического строения залежи с проведением детальной сейсмической разведки и других промыслово-геологических методов. Каждый из способов имеет свои положительные аспекты и определенные ограничения при его использовании. Применение тех или иных способов и технологий зависит как от особенностей геологического строения залежей, так и технических задач, которые необходимо решить в процессе добычи ВВН и ПБ на конкретном месторождении. Высокая эффективность парогравитационного дренирования уже более полувека подтверждается высокими коэффициентами нефтеотдачи и достигнутыми уровнями добычи на нефтешахтах Ярегского месторождения в месторождениях ВВН и ПБ в Канаде и США. Несмотря на высокую эффективность отдельных методов следует помнить о том, что существует и целый ряд ограничений для каждого способа и технологии добычи ВВН и ПБ.
Прежде всего, это быстро прорывающаяся к забоям скважин подошвенная вода, необходимость рекомбинирования растворителя в процессе добычи методом VAPEX, ограничения по давлению при работе методом парогравитационного дренирования и многие другие проблемы, которые придется решать в ближайшем будущем [110].
1.3 Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам Как показывает опыт разработки многих месторождений нефти и газа, в том числе залежей ВВН и ПБ, в продуктивных пластах, представленных как терригенными, так и карбонатными коллекторами существуют разнообразные системы трещин [62,63]. В таких сложных трещинных, трещинно-поровых, трещинно-кавернозно-поровых коллекторах трещины являются основными каналами и путями фильтрации пластовых флюидов. Однако следует отметить, что основная доля запасов сосредоточена, как правило, в низкопроницаемой матрице, в связи с чем возникают значительные трудности при вытеснении нефти из матрицы. Для трещиноватых коллекторов характерны очень быстрые прорывы закачиваемого вытесняющего агента от нагнетательной к добывающей скважинам. Такие «кинжальные» прорывы воды и пара приводят к снижению охвата пласта воздействием [74,75,112,116,130]. В трещинах наблюдается 100% нефтенасыщенность и поэтому достигается достаточно высокий коэффициент вытеснения нефти водой на образцах керна, однако при этом проникновение вытесняющего агента в матрицу бывает очень затруднительным.
Основной проблемой, возникающей в процессе разработки залежей ВВН и ПБ в таких сложных коллекторах является максимальное снижение соотношения вязкости нефти и пластовой воды или закачиваемого агента. В какой-то мере этому способствует воздействие на призабойную зону паром или горячей водой, а также добавление к закачиваемой воде термостойких полимеров или других загустителей. Существует ряд потокоотклоняющих технологий, связанных с применением термостойких гелеобразующих составов [55,56,103], которые можно использовать в трещинно-поровых коллекторах. Сходные процессы происходят при закачке растворителей, которые «промывают» себе путь от нагнетательной к добывающей скважинам. Поиск образующихся в пласте высокопроницаемых каналов фильтрации производится при помощи специальных исследований с закачкой специальных жидкостей-маркеров.
В Самарской области проводилось большое количество трассерных исследований с целью выявления высокопроницаемых каналов фильтрации, например, на Ново-Киевском нефтяном месторождении [72]. После определения таких каналов необходимо применять различные потокоотклоняющие технологии.
Подтверждением наличия сети трещин в продуктивном пласте может являться и ряд несоответствий при определении проницаемости по данным, полученным при снятии КВД и КВУ в скважинах и полученным в ходе лабораторных исследований керна с месторождений Самарской области и других регионов страны, что подтверждает наличие трещин в терригенных и карбонатных пластах.
На сегодняшний день имеется немало подтверждений теории блокового строения залежей нефти и газа. Упоминание об эффективности использования природной системы трещин для размещения добывающих скважин были описаны еще в 1940х годах инженерами Ярегской нефтяной шахты. Еще в 1943 году проведенный анализ работы скважин нефтешахты №1 показал, что на долю высокодебитных скважин, составляющих около 5% от общего фонда приходится более 34% объема добычи нефти, в то время как остальные 95% фонда скважин дали только 64% от добытой нефти (Ф.В. Поливанный, 1943). Это позволило подсчитать, что одна высокодебитная скважина, пробуренная в трещины, в среднем дает в 10 раз больше нефти, чем обычная скважина. Проведенные исследования позволили геологам нефтешахты №1 впервые разработать и внедрить в практику наиболее оптимальную систему бурения подземных скважин на базе «Метода структурного анализа». Благодаря этому методу стало возможным не только предугадывать высокодебитные скважины, но и производить целенаправленное бурение на пересечение тектонических трещин, с целью увеличения отборов и повышения нефтеотдачи [62,63].
исследователи, специалисты в области добычи нефти и газа [63,84,102], многими из которых для моделирования трещиноватости продуктивных пород, предлагаются модели основанные на теории фракталов [62,64,102,106,129]. При этом предполагается, что трещиноватые коллектора стоит рассматривать как совокупность блоков различного размера, разделенных трещинами, которые подчиняются определенной закономерности в их распределении. Блоки разделяются трещинами, образуя блоки меньшего масштаба, в свою очередь эти блоки снова делятся на блоки меньшего размера и т.д., формируя определенную иерархию и самоподобие в строении коллекторов. Понимание структуры данной системы, ее разномасштабных трещин, а также их свойств, поможет правильно разместить добывающие и нагнетательные скважины и повысить эффективность добычи углеводородов из пласта. В настоящее время широко используются современные технологии 3D сейсморазведки, которые помогают установить зоны с аномальной трещиноватостью и расположить скважины именно в этих зонах, которые в США получили название «sweet spots» [125,126,131]. Наращивание добычи сланцевой нефти и газа в США, а также других нетрадиционных источников углеводородов изменили подход к разработке залежей нефти и газа, который связан с поиском лучших участков для бурения добывающих скважин.
Для наиболее эффективного дренирования продуктивного пласта системой горизонтальных скважин могут быть применены последующие многостадийные гидроразрывы, улучшающие проницаемость и сообщаемость скважин с природными трещинами. На рисунке 1.6 представлен пример мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта.
Рисунок 1.6 - Пример мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта с использованием микросейсмики (Усман Ахмед, 2013 год).
О блочном строении залежей нефти и газа, а также о наличии системы трещин, говорят также наблюдения, проведенные на обнажениях горных пород в местах выхода продуктивных коллекторов на поверхность. При изучении на микроуровне трещиноватость и блоковое строение породы-коллектора достаточно тяжело обнаружить. Например, автором работы были проведены исследования кернового материала Печерского месторождения природного битума при помощи рентгеновской томографии. Результаты исследований показали практически полное отсутствие крупных трещин на микроуровне, однако при исследованиях на поверхности горных выработок было обнаружено достаточное количество крупных трещин, из которых сочились ВВН и ПБ.
Результаты исследования карбонатных пород Печерского месторождения с использованием рентгеновской томографии представлены на рисунке 1.7.
Рисунок 1.7 - Поперечный разрез образца карбонатной горной породы Печерского месторождения природного битума (1 – поровое пространство, 2 – Как видно на рисунке 1.7, исследование на микроуровне позволяет детально изучить сложную структуру порового пространства карбонатных пород, но не дает возможности описать пласт в целом с системой крупных трещин и каверн.
Как отмечалось ранее, крупные трещины, каверны обычно не затрагиваются подобными исследованиями, поскольку образцы керна разваливаются на более мелкие куски. При этом, как и в случае с рентгеновской томографией, возникает сложность получения достоверных результатов при изучении керна стандартными методами, например, при измерении проницаемости и пористости в лабораторных условиях.
Карбонатные и терригенные коллектора трещинно-порового типа, содержащие высоковязкие нефти, являются сложными объектами для организации эффективной разработки. Высокая степень неоднородности, наличие высокопроницаемых каверн и трещин приводят к быстрому обводнению добываемой продукции и значительно осложняют процесс нефтеизвлечения.
Применение комплексной разведки с использованием широкого комплекса геофизических и промыслово-геофизических методов на залежах высоковязкой нефти позволяет находить зоны с высокой трещиноватостью, которые необходимо учитывать при расположении добывающих и нагнетательных скважин.
Использование только стандартных лабораторных методов изучения образцов керна и его свойств (пористость, проницаемость, трещиноватость, кавернозность и т.д.) ведет к неточному описанию объекта исследования. При этом результаты исследований на микроуровне и макроуровне могут достаточно сильно различаться, что связано с блочным строением пород-коллекторов. Блоки могут разделяться трещинами, образуя блоки меньшего масштаба, в свою очередь эти блоки снова делятся на блоки меньшего размера и т.д., формируя определенную иерархию и самоподобие, что необходимо учитывать при проектировании разработки таких коллекторов.
ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТАРАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ,
СОДЕРЖАЩИХ ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ
2.1 Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти с Применение реагентов-растворителей при разработке залежей тяжелой высоковязкой нефти и природного битума имеет ряд преимуществ по сравнению с другими методами добычи. Прежде всего, это отсутствие необходимости прогрева пласта, сокращение затрат воды на закачку в пласт, нет необходимости сжигания природного газа для приготовления пара и горячей воды и т.д. Однако, при использовании растворителей имеется также ряд недостатков. Одним из основных недостатков является высокая стоимость углеводородных растворителей, а также их токсичность, кроме того существуют значительные потери растворителя в процессе эксплуатации месторождения. Следует отметить, что неправильно подобранный компонентный состав растворителя может привести к лавинообразному выпадению асфальтенов на границе «растворитель – нефть», что приведет к закупориванию поровых и трещинных каналов. Однако, в этом свойстве растворителей могут быть и свои положительные стороны, например возможность использования процесса выпадения асфальтенов для выравнивания фронта вытеснения и создания потокоотклонения в пласте при закачке растворителя. Еще одним недостатком применения растворителей является необходимость использования специального оборудования для отделения некоторых растворителей от нефти в процессе ее подготовки.Существует ряд запатентованных технологий, позволяющих добывать тяжелую высоковязкую нефть и битум с использованием растворителей.
Несколько методов добычи были изобретены и запатентованы в Канаде доктором Igor J. Mokrys (патент Канады № 2,243,105, получен 13 ноября 2001 года) и др. В его работах приводится описание методики различных промысловых экспериментов по использованию растворителей при добыче ВВН и ПБ.
Предлагаемая им технология включает в себя закачку реагента-растворителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.
Сложностью разработки данным методом является неизбежность прорыва растворителя (образование языков) к добывающим скважинам и возникает необходимость применения потокоотклоняющих технологий после прорыва растворителя. Ситуация весьма схожа с разработкой месторождений ВВН и ПБ при помощи закачки пара и горячей воды, когда пар и вода прорывается по трещинам и высокопроницаемым пропласткам к добывающим скважинам, сводя на нет усилия по созданию фронта вытеснения и равномерной закачки. В случае с растворителем из-за различия вязкости растворителя и вязкости пластовой нефти, одним из методов борьбы с образованием языков прорыва является применение блокирующих гелей, осадкообразующих композиций и других потокоотклоняющих технологий. Однако, повышая вязкость самого закачиваемого агента или формируя оторочки с реагентом-растворителем, имеющим повышенную или высокую вязкость, возможно добиться значительного выравнивания фронта вытеснения. В этом случае, применяя на практике решение «высокая вязкость закачиваемого реагента – высокая вязкость нефти» можно добиться неплохих результатов, что позволит если не избежать, то хотя бы отодвинуть по времени прорыв закачиваемого растворителя в добывающие скважины.
Растворителей, применяемых на практике в процессе извлечения высоковязкой нефти и природного битума, существует большое количество. Они могут использоваться как при площадной закачке, так и для обработки призабойной зоны пласта. Условно все растворители можно разделить на газы и жидкости. В качестве жидкостей применяются различные нефтяные растворители (растворители типа «НЕФРАС»), смеси метановых и ароматических углеводородов, а также их композиции с другими растворителями. К преимуществам жидких нефтяных растворителей можно отнести удобство транспортирования до месторождения, устойчивость при хранении. Кроме того эти вещества обладают достаточно высокой растворяющей способностью по отношению к высоковязкой нефти и природному битуму, облегчают их транспортировку и не требуют сложных устройств по их отделению от нефти.
Экономически нефтяные растворители являются фактически единственной альтернативой закачке пара. К минусам применения некоторых растворителей, например, растворителей типа «НЕФРАС», можно отнести их негативное влияние на асфальтены [78], которые содержатся в высоковязкой нефти и природном битуме в большом количестве, что способствует активному выпадению АСПВ в пласте или призабойной зоне пласта [69,103].
Существует ряд технологий добычи ВВН и ПБ при помощи растворителей, основанный на закачке в пласт углеводородных газов, а также пропана и бутана [104,114,115,122,126]. Закачка углеводородных газов приводит к активной деасфальтенизации нефти в пласте и имеет ряд негативных эффектов, описанных выше, сходных с влиянием жидких растворителей на высоковязкую нефть и природный битум. Однако в настоящее время как альтернатива тепловым углеводородных газов. Механизм добычи высоковязкой нефти и битума при помощи углеводородных газов (RASD-VAPEX) заключается в следующем: в горизонтальные скважины у подошвы пласта ведется закачка смеси углеводородных газов со специально подобранной точкой конденсации. Процесс схож с процессом парогравитационного дренирования: при этом нагнетательные скважины располагаются у подошвы пласта, а одна добывающая скважина находится выше водонасыщенной зоны. Смесь углеводородных газов движется по пласту вверх и в стороны, активно растворяя ВВН и ПБ. При закачке газообразных растворителей нефть в пласте находится в фазе активного осаждения асфальтенов, что приводит к улучшению качества нефти и позволяет добывать из пласта до 75% от начальных извлекаемых запасов. В настоящее время в Канаде проводятся тестовые испытания по совместному использованию термических методов повышения нефтеотдачи и закачке растворителей [126]. В России также проведено большое количество работ и запатентован ряд технологий по добыче тяжелой высоковязкой нефти и битума при закачке в продуктивные пласты растворителей. Это, например, патент РФ № авторов Волкова В.А., Беликовой В.Г от 05.01.2000 и другие работы.
2.2 Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой Значительное количество промышленно выпускаемых реагентоврастворителей обладает различными физико-химическими свойствами. В качестве растворителей при разработке нефтяных месторождений могут использоваться углеводородные газы (пропан), применяемые в способе добычи высоковязкой нефти и природного битума по технологии VAPEX и RASDVAPEX [122], а также углекислый газ и различные жидкие нефтяные растворители.
Нефтяной растворитель (НЕФРАС) – общее название для жидкостей, зависимости от углеводородного состава растворителя, исходного сырья и технологии получения нефтяные растворители (НЕФРАСы) подразделяют на следующие группы, представленные в таблице 2.1:
Таблица 2.1. Группы нефтяных растворителей (НЕФРАСов) в зависимости от состава.
Наименование Обозначение Характеристика группы группы Изопарафиновые И Содержание изопарафиновых углеводородов более Ароматические А Содержание ароматических углеводородов более Применение растворителей при добыче высоковязкой нефти имеет немало преимуществ: это высокий коэффициент нефтеизвлечения, экологичность (по сравнению с процессами добычи нефти с использованием пара), снижение вязкости и напряжения сдвига высоковязкой нефти, изменение ее тиксотропных свойств (Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения. Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2013. Т. 1. № -1. с. 127Кроме того, растворители также широко применяются для борьбы с выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в скважинном оборудовании.
Согласно электронному ресурсу (www.neftepro.ru/publ/18-1-0-49) существует ряд критериев для оценки эффективности действия нефтяных растворителей:
1. Изученность реагента;
2. Влияние реагента на конечную продукцию;
3. Экологичность реагента;
4. Эффективность действия;
5. Технологические свойства;
6. Затраты на использование.
У выпускаемых в настоящее время в промышленном масштабе нефтяных растворителей, как правило, очень низкая вязкость. Например измеренная при 20С вязкость растворителя НЕФРАС А-130/150 составляет всего 0,8 мПа·с, что меньше вязкости дистиллированной воды при той же температуре.
Существует ряд технологий добычи высоковязкой нефти с циклической закачкой растворителя в пласт, с последующим выдерживанием скважины для пропитки. Применение таких технологий характеризуются достаточно высокой эффективностью на относительно однородных пластах песчаников, однако в карбонатном трещинно-поровом коллекторе результативность применения растворителя может снижаться из-за его прорыва по высокопроницаемым каналам и трещинам.
Выпускаемые в настоящее время в промышленном масштабе растворители типа НЕФРАС 80/120, 50/170 и др. содержат в своем составе не более 1,5% ароматических углеводородов, что приводит к осаждению асфальтенов при их применении на месторождениях ВВН и ПБ. Существует также ряд растворителей с большой долей ароматических углеводородов в их составе, например НЕФРАС А-130/150 содержит в своем составе до 70-80% ксилола и этилбензолов, успешно растворяющих смолы и асфальтены. Поэтому при подборе растворителя необходимо учитывать не только углеводородный, но и компонентный состав высоковязкой нефти. В соответствии с имеющимися данными разработки месторождений ВВН и ПБ с высоким содержанием асфальтенов и смол, реагентрастворитель должен эффективно растворять и диспергировать асфальтены, углеводородов и иметь высокую вязкость, чтобы предотвратить его прорывы по трещинам и другим высокопроницаемым каналам.
Для предотвращения негативных эффектов в сложных трещинно-поровых коллекторах, связанных с низкой вязкостью выпускаемых реагентоврастворителей, необходима разработка реагента-растворителя, содержащего ароматические углеводороды, с повышенной или высокой вязкостью. Таким требованиям удовлетворяет разработанный автором данной работы в Горном университете специальный реагент-растворитель, в составе которого присутствуют ароматические углеводороды (ксилол в концентрации 3% масс.) и жирные кислоты. Исследования, проведенные на капиллярном вискозиметре Herzog в лаборатории «Повышения нефтеотдачи», показали, что даже при высоких температурах 60 - 90С разработанный в Горном университете реагентрастворитель сохраняет достаточно высокую кинематическую вязкость около см2/с. Результаты исследования приведены на рисунке 2.1.
Кинематическая вязкость, см2 /с Из приведенного на рисунке 2.1 графика видно, что при 20С вязкость разработанного реагента-растворителя составляет 67 см2/с. Таким образом, применение разработанного реагента-растворителя будет более эффективным для закачки его в трещинно-поровые пласты с относительно невысокой температурой (20 - 40С), что характерно, например, для многих месторождений ВВН ВолгоУральской нефтегазоносной провинции.
использовалась высокоскоростная мешалка с частотой вращения 800 об/мин.
дистиллированной, пресной и соленой воде, далее в течение 1 часа происходило активное перемешивание, после чего пробы при 20С оставляли в покое. В течение короткого времени (1 минута и менее) реагент-растворитель и вода разделялись полностью. В пробах с соленой водой (минерализацией 270 г/л) отмечалось возникновение слабой пены, которая достаточно быстро исчезала.
Таким образом, реагент-растворитель не образует эмульсий с дистиллированной, пресной и соленой водами.
Далее проводилось визуальное изучение действия реагента-растворителя под микроскопом. Было проведено исследование взаимодействия реагентарастворителя с чистой высоковязкой нефтью. Для этого капля нефти помещалась на предметное стекло и покрывалась сверху покровным стеклом, формируя своеобразную ячейку Хеле-Шоу [122]. После этого на край покровного стекла добавлялся реагент, формирующий характерные «языки» при поступлении реагента в нефть. Визуально процесс схож с технологией VAPEX, разработанной в Канаде [122].
Рисунок 2.2 - а) Образец нефти Демидовского месторождения и образовавший характерные «языки» реагент-растворитель под микроскопом. б) Изучение процесса VAPEX в ячейке Хеле-Шоу (Igor J. Mokrys).
На рисунке 2.2 заметно, как постепенно ламинарным потоком реагент поступает в импровизированную «ячейку» с нефтью. Реагент движется неровным фронтом, с образованием языков, сначала огибая различные частицы, затем постепенно растворяя их. Таким образом, возможно наблюдать действие реагента на высоковязкую нефть.
Канадскими специалистами Роджером Батлером и Игорем Мокрисом были проведены эксперименты по изучению процессов VAPEX в ячейках Хеле-Шоу.
Данный прибор позволяет рассматривать движение жидкости в ламинарном потоке, а при незначительной доработке – создавать необходимые термобарические условия при проведении экспериментов [122].
Разработка месторождений ВВН и ПБ при помощи растворителей является экономически обоснованной в условиях сегодняшней мировой цены на нефть, а также является неотъемлемой частью многих технологий повышения нефтеотдачи пластов. Также этот способ добычи может быть эффективен для залежей, залегающих на небольших глубинах от поверхности. Растворитель способен хорошо отмывать породу от нефти, проникать в поры при его горячей закачке, растворять АСПВ (асфальтеносмолопарафиновые вещества), облегчать подъем жидкости насосами за счет снижения вязкости добываемой жидкости.
Закачка растворителя оторочками в виде газа или жидкости способствует доотмыву высоковязкой нефти в пласте. Однако, есть и негативные последствия применения растворителей – за счет разницы в вязкости и высокой растворяющей способности, растворитель довольно быстро прорывается к добывающим Соответственно, необходимо увеличение вязкости растворителя или закачка его в циклическом режиме в чередовании с оторочками различных гелеобразующих составов для выравнивания фронта вытеснения.
следующие критерии к выбору эффективного растворителя для применения в трещинно-поровых коллекторах:
1. Растворитель должен быть относительно недорогим и в его составе обязательно должны присутствовать такие компоненты, как ароматические углеводороды и ПАВ, которые диспергируют асфальтены, смолы, парафины и другие высокомолекулярные соединения в нефти.
2. Растворитель должен эффективно работать не только на залежах высоковязких нефтей, но и на месторождениях природных битумов, которые также широко распространены в Урало-Поволжье.
3. Растворитель должен обладать повышенной или высокой вязкостью при стандартных условиях, что позволит более равномерно вытеснять нефть.
4. Растворитель не должен способствовать выпадению АСПВ в пластовых и скважинных условиях.
5. Растворитель должен быть применим в процессе добычи нефти тепловыми методами.
Таким образом, в соответствии с этими критериями, необходима была разработка растворителя с повышенной вязкостью, способного эффективно не только растворять высоковязкую нефть, но и служить достаточно эффективным агентом для вытеснения для ВВН и ПБ.
В процессе проведенного обзора были рассмотрены все выпускаемые в промышленном масштабе реагенты-растворители, отмечены их преимущества и недостатки. Показано, что ряд растворителей (например, НЕФРАС 80/120 и др.) содержат в своем составе небольшое количество ароматических углеводородов и характеризуются высоким содержанием веществ, высаживающих асфальтены из нефти, что может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и уменьшению дебита скважины. Отмечено, что выпускаемые растворители с высоким содержанием ароматических углеводородов, такие как НЕФРАС 130/ и др. способны эффективно растворять асфальтены, но они отличаются пониженной вязкостью, поэтому быстро порываются по трещинам в процессе закачки их в продуктивные пласты. Исходя из отмеченных недотатков был предложен к практическому применению реагент-растворитель, разработанный автором в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета, в состав которого входят жирные кислоты и ксилол, отличающийся повышенной вязкостью даже при высоких температурах.
ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ С ЦЕЛЬЮ ОБОСНОВАНИЯ
МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
3.1 Исследование реологических свойств высоковязких нефтей продуктивные пласты, содержащие как маловязкие, так и высоковязкие нефти, необходимо не только детальное изучение свойств породы-коллектора, но и [24-26,46-48,52,54,58,61,65,66,71,86].осложняющими добычу тяжелой высоковязкой нефти, являются ее аномальные реологические свойства, низкие пластовые температуры и давления. Известно, например, что при повышении температуры пласта до 120°С вязкость нефти Ярегского месторождения снижается почти в 1000 раз [56]. Исследования реологии Самарских нефтей также важны для обоснования методов увеличения месторождений в разработку и выбора первоочередных объектов для организации добычи нефти [87,88]. Установлено, что тиксотропные свойства нефти оказывают значительное влияние на ее движение в пластовых условиях и на разработку образовывать тиксотропные структуры (асфальтены, смолы, парафины), увеличивается напряжение сдвига и осложняется вытеснение нефти из породы коллектора, что проявляется в аномалиях вязкости [13-15,94,98,129,130].
термобарических условиях и различных сочетаниях способны образовывать пространственные структуры коагуляционного и кристаллизационного типов [28,56]. Поэтому для обоснования эффективных методов разрушения таких пространственных структур, затрудняющих движение высоковязкой нефти в продуктивных пластах, важно правильно определить тип структуры и основные причины ее образования.
Рисунок 3.1 – Схематическая обзорная карта Самарской области с местоположением исследованных месторождений высоковязких нефтей (1 – Боровское, 2 – Бузбашское, 3 – Петрухновское).
Перед тем, как переходить к изложению основных результатов исследований, необходимо определиться с термином «тиксотропная жидкость» и кратко описать методику проведения лабораторных экспериментов. Жидкости, поведение которых не подчиняется закону вязкого трения Ньютона, называются неньютоновскими [15,28,35,37,51]. Для описания свойств неньютоновских нефтей обычно используют понятие эффективной или кажущейся вязкости э. Величина эффективной вязкости нефти при различных скоростях и напряжениях сдвига определяется расчетным путем с использованием следующей известной зависимости:
где – мгновенное значение напряжения сдвига, Па; – мгновенное значение скорости сдвига, 1/с.
Эффективная вязкость есть некоторая условная характеристика, определяемая как отношение напряжения сдвига к скорости сдвига. Этот динамический параметр широко используется в реологии и позволяет рассматривать неньютоновские нефти как системы с переменной вязкостью, величина которой зависит от скорости (напряжения) сдвига [56,68]. Такая зависимость вязкости от скорости сдвига носит название аномалии вязкости.
Жидкости с переменной вязкостью принято называть аномально вязкими или аномальными [28].
Тиксотропными называют жидкости, для которых при постоянной скорости вращения ротационного вискозиметра напряжение сдвига и эффективная вязкость уменьшаются с течением времени, что связано с постепенным разрушением внутренней пространственной структуры этих жидкостей, которая может восстановиться через определенный отрезок времени.
Для исследования тиксотропных свойств нефтей Боровского, Бузбашского и Петрухновского месторождений были проведены динамические испытания при различных температурах на приборе Rheotest RN 4.1 в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета. Динамические эксперименты по изучению тиксотропных свойств нефтей были проведены по следующей методике. Скорость сдвига в процессе динамических испытаний плавно увеличивалась до значения 300 с -1 в течение 300 секунд (прямой ход на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига), затем она выдерживалась постоянной при достигнутом значении в течение 300 секунд (ожидание полного разрушения внутренней структуры нефти), а далее скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля за 300 секунд (обратный ход на графиках). В результате таких лабораторных исследований на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига были получены характерные петли гистерезиса. Тот факт, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода, свидетельствует о тиксотропной структуре исследуемой нефти. Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, характеризует величину механической энергии, необходимой для разрушения тиксотропных связей, отнесенной к единице объема нефти. Поэтому чем больше площадь «петли гистерезиса», тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данных температурных условиях.
Рисунок 3.2 - Внешний вид рабочей части прибора Rheotest RN 4.1.
Залежь нефти пласта А4 Боровского месторождения пластовая сводовая, залегает на глубине 840 метров. Продуктивные породы представлены известняками, реже доломитами, которые встречаются в виде отдельных пропластков и включений. Стратиграфически нефтенасыщенная часть пласта А отнесена к отложениям башкирского яруса среднего карбона. Литологически коллектора сложены известняками, органогенными и органогенно-обломочными, участками кристаллическими, доломитизированными, часто пористыми, трещиноватыми, битуминозными. Цементом является микрокристаллический, пелитоморфный, иногда вторичный кальцит. В шлифах очень часто наблюдается заполнение порового пространства твердым битумом. Иногда в качестве цементирующего вещества в известняках выступает гипс и ангидрит. Содержание сульфатов, которые наблюдаются в шлифах - не более 8%. Для органогенных и органогенно-обломочных известняков характерно широкое развитие макро- и микростиллолитов. В карбонатных породах широко развита вторичная пористость выщелачивания. Поры часто изометричной формы, размеры пор от нескольких сотых долей мм до 0,6 мм. Отдельные поры сообщаются между собой тонкими канальцами диаметром 0,01-0,02 мм. Трещины, наблюдаемые под микроскопом извилистые, ветвящиеся, иногда сомкнутые, но в большинстве случаев открытые.
Раскрытость трещин в шлифах достигает 0,2 мм.
В результате процесса доломитизации в известняках по кальцитовому цементу наблюдаются включения вторичного доломита мелко- и среднекристаллического, пористого, мелкокавернозного, микротрещиноватого.
Содержание вторичного доломита, наблюдаемого в шлифах, достигает 24 %.
Нефть Боровского месторождения тяжелая (плотность пластовой нефти на поверхности – 902,0 кг/м3), давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (22°С) составляет 2,50 МПа, газосодержание – 10,60 м3/м3, вязкость пластовой нефти достигает 93,33 мПас. Нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,38 %), смолистая (12,54 %), парафинистая (3,70 %), с массовым содержанием асфальтенов 5,9%. Для оценки тиксотропных свойств тяжелой высоковязкой нефти Боровского месторождения были проведены исследования на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 при температуре 12 и 22С.
Рисунок 3.3 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у нефти Боровского месторождения при различных температурах.
месторождения, являясь неньютоновской при 12С, при пластовой температуре (22 С) не проявляет тиксотропных свойств, несмотря на высокое содержание в ней парафинов и смол. Вероятно, это связано с небольшим содержанием структурообразующими компонентами тяжелых высоковязких нефтей других месторождений.
Кроме тиксотропных свойств для данной нефти также было исследовано изменение динамической вязкости с увеличением температуры. Измерение вязкости при различных температурах проводилось на приборе Rheotest RN 4.1. В результате была получена зависимость динамической вязкости от температуры (рисунок 3.4).
месторождения резко снижается со 160 мПа·с до 50 мПа·с при увеличении температуры до 32С, дальнейшее увеличение температуры ведет к более плавному уменьшению вязкости. При этом было установлено, что при температуре 72С вязкость уменьшается более чем в 5 раз, по сравнению с вязкостью в пластовых условиях, что связано с окончательным разрушением пространственной коагуляционной структуры высокомолекулярных соединений в нефти.
Рисунок 3.4 - Зависимость эффективной вязкости дегазированной нефти пласта А4 Боровского месторождения от температуры.
месторождения, можно сделать следующий вывод: при температурах значительно ниже пластовой (12С и ниже) – нефть данного месторождения является неньютоновской тиксотропной жидкостью, а при пластовой температуре и выше – пластовая нефть является типичной ньютоновской жидкостью, что свидетельствует о возможности ее добычи традиционным способом. Однако, в процессе добычи следует избегать переохлаждения пластовой системы при нагнетании в пласт воды с целью поддержания пластового давления.
При температурах ниже 40С вязкоупругие свойства Боровской нефти обусловлены достаточно высоким содержанием в ней смол и парафинов, образующих вместе с асфальтенами пространственную структуру коагуляционного типа по классификации академика П.А. Ребиндера [67]. В некоторых опубликованных работах показано, что такую структуру нельзя рассматривать как жесткий пространственный каркас, более правильно говорить о мгновенно возникающих и разрушающихся сложных структурных единицах, прочность которых зависит от баланса сил, действующих в системе. Однако даже незначительное содержание парафина в нефти, при снижении температуры ниже температуры начала кристаллизации парафинов может привести к образованию в нефти более сложной и прочной пространственной структуры коагуляционнокристализационного типа. Например, в нефти Боровского месторождения содержание парафина примерно в 10 раз больше (3,70 %), чем в нефти Усинского месторождения, расположенного в Республике Коми (М.К. Рогачев, А.В.
Колонских. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения. Нефтегазовое дело. Т. 7. №1.2009.), вследствие чего при снижении температуры заметно возрастает напряжение сдвига при увеличении скорости сдвига, что фиксируется на приборе Rheotest 4.1 (рисунок Из-за того, что новообразованная пространственная структура 3.5).
коагуляционного типа обладает значительно большей упругой энергией при снижении температуры мы наблюдаем увеличение напряжения сдвига. При этом установлено, что чем ниже температура, тем больше образуется твердых парафиновых частиц, а структура высокомолекулярных компонентов становится все более жесткой и прочной, занимая все больший объем в нефти, что приводит к значительному увеличению е вязкости.
исследовалась тяжелая высоковязкой нефть месторождения Бузбаш (Бузбашское).
Поиск залежей природных битумов на Бузбашской площади был начат еще в г. В результате поисково-разведочных работ в отложениях уфимского яруса верхнего карбона было установлено наличие нефтенасыщенных песчаников и известняков, залегающих на глубинах от 20 до 100 м при средней нефтенасыщенной толщине около 5 м. Детальная разведка и подсчет запасов нефти на данном месторождении не производилась, но судя по площади нефтенасыщенности, запасы месторождения могут быть значительными.
Рисунок 3.5 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Бузбашского месторождения при различных температурах.
Нефть Бузбашского месторождения тяжелая (плотность в пластовых условиях – 952,0 кг/м3), высоковязкая (2360 мПа·с – вязкость при пластовой температуре 20°С), характеризуется высоким содержанием масел (40 – 65%) и асфальтенов (до 15%). Образец нефти Бузбашского месторождения был отобран в действующем карьере на относительно небольшой глубине около 20 метров.
Карьер используется для добычи известняка в строительных целях. Ранее проведенные исследования показали, что в нефти Бузбашского месторождения содержатся в промышленной концентрации такие металлы, как ванадий и никель, из чего был сделан вывод, что данная нефть может являться дополнительным источником добычи этих ценных компонентов.
Исследования нефти Бузбашского месторождения проводились по методике, аналогичной той, которая применялась при изучении нефти пласта А Боровского месторождения. В лаборатории изучались тиксотропные свойства и определялась динамическая вязкость нефти, а также исследовалось влияние температуры на изменение реологических свойств нефти. В результате были получены зависимости, представленные на рисунке 3.5.
На графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига (рисунок можно увидеть характерные петли гистерезиса, более выраженные по 3.5) сравнению с нефтью Боровского месторождения, что свидетельствует о тиксотропных свойствах нефти Бузбашского месторождения, которые обусловлены высоким содержанием в ней смол и асфальтенов. Анализ данных проведенных динамических испытаний показывает, что в нефти Бузбашского месторождения при температуре ниже 30°С начинает формироваться пространственная структура коагуляционного типа. С понижением температуры до 10°С нефть начинает проявлять более сильные тиксотропные свойства, что требует значительно большего количества энергии для разрушения ее пространственной структуры. Выявленные тиксотропные свойства должны быть учтены при составлении технологической схемы или проекта разработки данного месторождения. Например, для подбора насосного оборудования необходимо учитывать зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига. Для исследования тиксотропных свойств данной нефти при различных температурах был произведен ее дальнейший нагрев и построен график зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига.
На рисунках 3.5 и 3.6 показаны зависимости, по которым можно оценить влияние температуры на реологические свойства тяжелой высоковязкой нефти месторождения Бузбаш. Установлено, что при высоких температурах (30С и выше) тиксотропные свойства нефти пропадают (рисунок 3.6). На рисунке 3. можно видеть, что динамическая вязкость нефти при ее нагреве до 15 С уменьшается более чем в два раза, а дальнейший ее разогрев до 20 С приводит к снижению вязкости еще в 1,8 раза. После увеличения температуры выше пластовой (20С) кривая вязкости имеет тенденцию к выполаживанию относительно оси температуры, а при повышении температуры до 40С и выше уменьшение вязкости резко замедляется, образуя небольшой всплеск в виде небольшой аномалии в интервале температур от 36 до 40С.
Рисунок 3.6 - Зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига нефти Бузбашского месторождения при температурах выше 28 С.
Резкое изменение вязкости при нагревании нефти можно объяснить постепенным разрушением подводимой тепловой энергией пространственной структуры коагуляционно-кристаллизационного типа, которая образована парафинами, смолами и асфальтенами. Установленные закономерности в изменении реологических свойств нефти данного месторождения являются очень важным фактором для обоснования и выбора технологий воздействия на продуктивный пласт и способов разработки месторождения. Значительное влияние температуры на физические параметры нефти месторождения Бузбаш, а именно на изменение ее тиксотропных свойств, динамическую вязкость и величину напряжения сдвига позволяют рекомендовать в качестве основных технологий повышения нефтеотдачи для данного месторождения применение тепловых методов.
Эффективная вязкость, мПа·с месторождении (20 – 200 м), сложный трещинно-поровый тип коллектора, развитая инфраструктура района и расположение месторождения вблизи действующих промыслов дают возможность применять термические методы повышения нефтеотдачи, такие как площадная или циклическая закачка пара с использованием термостойких гелеобразующих систем [34,53,55,56,60,92], а также карьерный метод или строительство нефтяных шахт, подобно Ярегскому нефтяному месторождению в республике Коми. Однако при этом следует учитывать, что, как и для ВВН других месторождений процесс наиболее интенсивного снижения вязкости будет идти при повышении температуры, а затем влияние подводимой тепловой энергии на величину вязкости будет не столь существенным [56,59]. Поэтому совместно с тепловыми методами воздействия для повышения нефтеотдачи данного месторождения рекомендуется применять растворители или диспергаторы, которые будут способствовать дополнительному разрушению пространственной структуры путем внедрения молекул диспергатора между ассоциатами асфальтенов, смол и парафинов, обеспечивая снижение вязкости нефти, а также изменение ее тиксотропных свойств. Нагретую тяжелую высоковязкую нефть, смешанную с растворителем или диспергатором оборудования, а также транспортировать по промысловым трубопроводам.
Исследованиям в лабораторных условиях также подверглась нефть Петрухновского месторождения. Залежь высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения связана с продуктивным пластом Д 3br бурегского горизонта, который залегает на глубине 2700 метров. Тип залежи – пластовый, тектонически экранированный. Коллекторами являются плотные трещиноватые карбонатные породы с очень низкой проницаемостью матрицы до 4 мД.
Пластовая температура составляет около 80С. Петрухновское месторождение является характерным примером объекта, разработка которого связана со значительными осложнениями, возникающими в процессе эксплуатации скважин.
Температура застывания нефти Петрухновского месторождения очень высокая и иногда превышает 37С. В процессе подъема на поверхность в скважине, при постоянном снижении температуры и дегазации, нефть данного месторождения практически полностью теряет свою подвижность, запечатывает насоснокомпрессорные трубы и выкидные линии. Содержание парафина в нефти Петрухновского месторождения достигает 32%, а плотность нефти на высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения осложняется интенсивным выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, особенно в холодное время года. Для изучения реологических свойств данной нефти были проведены лабораторные динамические испытания, такие же, как и для нефтей Боровского и Бузбашского месторождений. На рисунке 3.8 представлены графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига, построенные для нефти Петрухновского месторождения при различных температурах. На графиках также можно наблюдать характерные «петли гистерезиса», свидетельствующие о выраженных тиксотропных свойствах данной нефти при низких температурах.
Рисунок 3.8 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига при исследовании на приборе Rheotest 4.1 нефти Петрухновского месторождения при Проведенные исследования показывают, что в отличие от нефтей Боровского и Бузбашского месторождений в нефти Петрухновского месторождения происходит образование более жестких пространственных структур при снижении температуры ниже 80С. Из-за высокого содержания парафина, нефть данного месторождения при уменьшении температуры образует настолько прочную кристаллизационную пространственную структуру, что в процессе подготовки лабораторных экспериментов приходилось предварительно ее разогревать до 50С, чтобы проводить исследования на приборе Rheotest RN 4.1. На графике (рисунок 3.8), видно, что при пластовой температуре (80 С) нефть не обладает тиксотропными свойствами, являясь типичной ньютоновской жидкостью. Однако, при снижении температуры ниже пластовой, что происходит при движении нефти в скважине вверх по насосно-компрессорным трубам, тиксотропные свойства начинают проявляться вс сильнее. Значительное увеличение площади петли гистерезиса при 26°С демонстрирует укрепление жесткой пространственной структуры, обусловленной затвердеванием парафинов в нефти. Резкая изрезанность и неравномерность графиков при низких скоростях сдвига, свидетельствуют о быстром стремлении системы к восстановлению кристаллизационной пространственной структуры после внешнего воздействия.
В лабораторных условиях также было исследовано изменение эффективной вязкости и напряжения сдвига этой высокопарафинистой нефти при различных температурах. На рисунке 3.9 представлена зависимость эффективной вязкости нефти и напряжения сдвига при различных температурах.
Анализируя полученные данные, можно сделать вывод о том, что эффективная вязкость и напряжение сдвига нефти Петрухновского месторождения значительно зависят от температуры. При уменьшении температуры с 80°С (пластовая температура) до 50°С вязкость увеличивается с мПа·с до 158 мПас. В процессе дальнейшего снижения температуры происходит более резкое увеличение вязкости нефти со 158 мПас до 7450 мПас (при 26°С), что объясняется образованием в ней жесткой пространственной структуры, обусловленной высоким содержанием парафинов, которая вс более упрочняется по мере снижения температуры. При температуре 26°С нефть начинает проявлять сильные тиксотропные свойства, что чрезвычайно осложняет ее добычу, а также производственные затраты энергии.
Эффективная вязкость, мПа·с электропрогрева путем спуска электрического греющего кабеля в скважины, что оборудования, а также увеличить межремонтный период скважин в 6-7 раз (Петров С.М.; Нарушев А.В. и др., 2010 г.).
отличается от технологии разработки Боровского и Бузбашского месторождений.
Продуктивные пласты двух последних месторождений характеризуются низкой пластовой температурой (22°С и 20°С соответственно), поэтому применение растворителей и диспергаторов для обработки призабойной зоны пласта без теплового воздействия на пласт может быть недостаточно эффективным для данных объектов, поскольку при низких температурах в нефтях могут образовываться структуры кристаллизационного, коагуляционного и коагуляционно-кристаллизационного типа, разрушение которых требует значительно большего количества подводимой энергии. В отличие от Бузбашского и Боровского месторождений температура продуктивного пласта Д3br Петрухновского месторождения значительно выше и достигает 80°С, что позволяет организовать в процессе эксплуатации скважины подачу реагентов (растворителей и диспергаторов) на прием насоса и предотвращать образование жестких структур кристаллизационного типа. При снижении температуры в процессе подъема нефти по насосно-компрессорным трубам в скважинах подача в нефть растворителей и диспергаторов значительно изменит ее тиксотропные свойства, что приведет к экономии электроэнергии, увеличению межремонтного периода скважин, а также к снижению затрат, связанных с выпадением АСПО [21]. Например, возможна дозированная подача диспергаторов и растворителей в затрубное пространство, а также путем спуска капиллярной трубки непосредственно на прием насоса [73].
Совместный анализ данных лабораторных исследований, проведенных на образцах высоковязких нефтей Боровского, Бузбашского и Петрухновского месторождений, позволил выявить следующие особенности их реологических свойств:
– В результате проведенных исследований установлено, что все изученные образцы высоковязких нефтей Боровского, Бузбашского и Петрухновского месторождений обладают тиксотропными свойствами, причем интенсивность их проявления зависит главным образом от температуры. При повышении температуры (40°С и выше) происходит резкое снижение вязкости нефтей, что обусловлено разрушением сложных пространственных структур различного типа в исследованных нефтях.
– В процессе проведения динамических испытаний были установлены температурные точки резкого изменения реологических свойств для всех исследованных нефтей. Для нефти Боровского месторождения это 42°С, для нефти месторождения Бузбаш (Бузбашское) 40 °С, а для нефти Петрухновского месторождения 50 °С. При данных температурах в нефтях происходят процессы, приводящие к значительному изменению пространственной структуры высокомолекулярных соединений. Результаты проведенных лабораторных экспериментов позволяют обосновать и предложить к практической реализации эффективные комплексные технологии повышения нефтеотдачи при эксплуатации данных объектов. Графики зависимости изменения динамической вязкости и напряжения сдвига от температуры показывают, что в нефтях могут образовываться структуры кристаллизационного, коагуляционнокристаллизационного и коагуляционного типа, разрушение которых требует не только теплового воздействия, но и применения физико-химических методов.
– Проведенные исследования нефтей Бузбашского и других месторождений показывают, что теплового воздействия на продуктивные пласты данных месторождений недостаточно. Для повышения эффективности процесса добычи нефти необходимо применение комплексных технологий воздействия на призабойную зону пласта. Например, спуск в добывающие скважины забойных электрических нагревателей, а также применение методов циклической закачки пара с одновременной или последовательной подачей реагента-диспергатора или растворителя. При разработке всех рассмотренных месторождений необходимо принимать во внимание тот факт, что нефть может остывать при движении по стволу скважины и внутрипромысловым трубопроводам, а это потребует использования реагентов для снижения вязкости и предотвращения выпадения АСПО. Поэтому применение совместно с тепловым воздействием диспергаторов и растворителей позволит значительно повысить эффективность разработки данных объектов.
3.2 Лабораторные исследования использования реагента-растворителя для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти Разработанный реагент-растворитель предназначен для обработки ПЗП при разработке месторождений высоковязкой нефти в коллекторах трещиннопорового типа, однако автором работы были также проведены лабораторные исследования по изучению влияния разработанного реагента-растворителя на эффективность подъема высоковязкой нефти Демидовского месторождения в добывающих скважинах. На Демидовском месторождении существует потребность реагента-растворителя для дозированной подачи его в скважину на прием насоса с целью снижения вязкости добываемой нефти.
Разработанный реагент представляет собой ароматический углеводородный растворитель, одним из активных компонентов которого является ксилол.
Добавление разработанного реагента-растворителя в нефть изменяет ее тиксотропные свойства и способность к структурообразованию. Незначительные добавки растворителя в тяжелую высоковязкую нефть снижают напряжение сдвига, значительно уменьшая ее вязкость. При эксплуатации скважин Демидовского месторождения реагент-растворитель может применяться в качестве диспергатора, позволяющего предотвратить выпадение АСПВ в насоснокомпрессорных трубах, а также значительно снизить нагрузку на двигатель ЭЦН (электроцентробежного насоса). Для изучения влияния реагента-растворителя на реологические свойства нефти Демидовского месторождения были проведены лабораторные тестовые исследования. Они заключались в определении его воздействия на реологические характеристики нефти [73].
На Демидовском месторождении промысловая добыча осложняется высоким содержанием асфальтенов и смол в добываемой нефти, что приводит к увеличению нагрузки на глубинный насос, способствует выпадению АСПВ в насосно-компрессорных трубах. Нефть Демидовского месторождения тяжелая (плотность 910 кг/м3) высоковязкая (кинематическая вязкость 32 мм2/с при пластовой температуре 52°С), с высоким содержанием смол и асфальтенов (до 14% масс.). В процессе насосной эксплуатации скважины нефть склонна к образованию очень стойких эмульсий.
На месторождении применяется специальное оборудование для добычи высоковязкой нефти, которое устанавливается непосредственно на скважине.
Обычно на добывающих скважинах совместно используются блок дозирования реагента и греющий кабель, поскольку снижение температуры при подъеме нефти приводит к выпадению АСПВ. С целью предотвращения отложений асфальтенов, смол и парафинов или замедления этого процесса, а также значительного снижения вязкости нефти, существенно повышающейся в процессе подъема жидкости по насосно-компрессорным трубам, в лаборатории были проведены специальные исследования по изучению влияния реагента-растворителя на реологические свойства нефти Демидовского месторождения.
Для исследования влияния реагента на реологические и тиксотропные свойства высоковязкой нефти Демидовского месторождения были проведены динамические испытания при различных температурах на приборе RheotestRN 4. в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета по методике, описанной выше.
Целью исследования было установление механизма влияния реагентарастворителя на структурообразование в нефти Демидовского месторождения. На рисунке 3.10 приведены графики зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига, в процессе исследования, описанного выше. Сырая нефть обладает более высоким напряжением сдвига по сравнению с пробой нефти, в которую был добавлен реагент в массовой концентрации 0,5% (обозначена на графике зеленым цветом).
Рисунок 3.10 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у сырой нефти и нефти с добавлением реагента при температуре 20С.
Для оценки способности снижать вязкость нефти при добавлении в не реагента-растворителя были построены следующие графики зависимости напряжения сдвига (разрушения структуры) и эффективной вязкости от температуры для образцов сырой нефти с добавлением реагента в концентрации 0,5% и 1% (рисунок 3.11).
На графиках, представленных на рисунке 3.11, черным цветом обозначены зависимости вязкости (сплошная линия) и напряжения сдвига (пунктир) для сырой нефти, а красным и зеленым цветами показано изменение вязкости (сплошная линия) и напряжения сдвига (пунктир) для нефти с добавлением реагента.
Рисунок 3.11 - Графики зависимостей эффективной вязкости и напряжения сдвига от температуры для образцов сырой нефти и с добавлением реагентарастворителя в указанных концентрациях.
«