авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Обоснование технологий борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти республики татарстан

На правах рукописи

ВАЛИУЛЛИН Ильсур Вазихович ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2008

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт Петербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель – доктор технических наук, профессор Рогачев Михаил Константинович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Долгий Иван Емельянович, кандидат технических наук Стрижнев Владимир Алексеевич Ведущее предприятие – ООО «Газпромнефть Научно Технический Центр»

Защита диссертации состоится 28 ноября 2008 года в 16:00 ч. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В. Плеханова (техническом университете) по адресу:

199106, г. Санкт-Петербург, В.О., 21-я линия, д.2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан “28” октября 2008 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета, д.т.н., доцент Николаев А.К.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В условиях истощения активных запасов нефти Республики Татарстан всё большую значимость для минерально-сырьевого комплекса Республики приобретают трудноизвлекаемые запасы, среди которых высоковязкие нефти составляют 39,5 %, запасы в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5%. Разработка месторождений с водонефтяными зонами и высоковязкими нефтями сопровождается осложнениями: образованием «застойных зон»;

преждевременным обводнением добывающих скважин;

образованием асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт – скважина»;

проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти в пласте. Эффективность борьбы с вышеперечисленными осложнениями во многом зависит от качества и полноты исходной геологической информации, включающей в себя сведения о реологических, фильтрационных и физико-химических свойствах нефти. В связи с этим, а также с учетом роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти как в Республике Татарстан, так и в Российской Федерации в целом, задачи исследования этих свойств, их прогнозирования и использования при разработке нефтяных месторождений становятся в настоящее время крайне актуальными.

В своих исследованиях автор опирался на труды известных специалистов в области разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, таких как Р.Г. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, А.Ш. Газизов, Ш.А. Гафаров, Р.Н. Галеев, В.В.

Девликамов, Р.Н. Дияшев, Ю.В. Желтов, П.В. Жуйко, Ю.В.

Зейгман, М.М. Кабиров, Л.Е. Ленченкова, Е.В. Лозин, И.Т.

Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, М.К. Рогачев, М.А. Токарев, Р.Т.

Фазлыев, З.Х. Хабибуллин, Э.М. Халимов, Р.С. Хисамов и другие.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР кафедры РНГМ СПГГИ (ТУ):

«Выполнение работ по развитию центра коллективного пользования «Центр аналитических исследований региональных проблем минерально-сырьевого комплекса» (2007г.);

«Разработка технологий воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи» (2008г.);

«Исследование основных параметров нефти, характеризующих ее неньютоновское поведение в пласте, для учета при проектировании разработки месторождения» (2006-2008гг.).

Цель работы – повышение эффективности борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан (РТ) на основе учета и направленного регулирования реологических и фильтрационных свойств высоковязких нефтей, совершенствования метода контроля за выработкой запасов в водонефтяных зонах месторождений.

Идея работы заключается в необходимости учета аномалий вязкости и подвижности пластовых нефтей из отложений карбона РТ при проектировании разработки их месторождений, а также в направленном регулировании этих свойств (подавлении аномалий вязкости и подвижности) за счет использования физико-химических и тепловых методов воздействия на продуктивный пласт.

Основные задачи

исследований:

1. Рассмотреть особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти РТ.

2. Провести экспериментальные исследования физико химических, реологических и фильтрационных свойств нефтей залежей карбона РТ. Выполнить статистическую обработку их результатов, на основе которой получить математические модели для прогнозирования реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей залежей карбона РТ.

3. Разработать методику определения положения и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон»).

4. Обосновать способы и технологии подавления аномалий вязкости пластовых нефтей карбона РТ, для чего исследовать влияние неионогенных ПАВ на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти – асфальтены, а также влияние температуры на её реологические и фильтрационные свойства.



5. Усовершенствовать метод оптического контроля (на основе фотоколориметрии) за разработкой месторождений с обширными водонефтяными зонами.

Методы решения поставленных задач. Физическое и математическое моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.

Научная новизна:

1. Установлена зависимость реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей из залежей среднего карбона РТ от действующих напряжений сдвига и градиентов давления соответственно при их течении и фильтрации. Реологические и фильтрационные исследования, впервые выполненные с моделированием пластовых условий, показали, что эти нефти обладают реологическими свойствами неньютоновских (аномальных) жидкостей с проявлением при течении и фильтрации тиксотропных свойств, аномалий вязкости и подвижности.

2. Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ (на основе продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) на тиксотропные свойства аномальных нефтей. С помощью инфракрасной спектроскопии установлено диспергирующее действие неионогенных ПАВ на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти – асфальтены, вследствие чего уменьшается интенсивность проявления этих свойств.

Защищаемые положения:

1. Пластовые нефти из отложений среднего карбона РТ относятся к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей и обладают тиксотропными свойствами, аномалиями вязкости и подвижности.

Снижение интенсивности проявления этих свойств достигается путем теплового воздействия на нефть, а также при введении в неё неионогенных ПАВ (типа реагента-гидрофобизатора НГ-1), оказывающих диспергирующее действие на её основные структурообразующие компоненты – асфальтены.

2. Математические модели, полученные на основании статистической обработки результатов исследований реологических и фильтрационных свойств пластовых нефтей из отложений карбона РТ и представляющие собой корреляционные зависимости реологических и фильтрационных параметров нефтей от стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород коллекторов, позволяют усовершенствовать методику моделирования разработки нефтяных месторождений с учетом аномалий вязкости нефти, в частности определять положение и размеры «застойных зон».

3. Комплексный оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождений с водонефтяными зонами позволяет оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, выполненных с моделированием пластовых условий, с использованием естественных образцов породы-коллектора, современной лабораторно-исследовательской аппаратуры и компьютерных технологий.





Практическая значимость работы:

1. Обосновано применение теплового и физико-химического воздействия на продуктивные пласты каменноугольных отложений РТ для подавления аномалий вязкости нефти.

2. Разработаны математические модели, позволяющие прогнозировать реологические и фильтрационные свойства пластовых нефтей из отложений карбона РТ при изменении основных стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов.

3. Предложена методика определения положения и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон») путем построения и последующего совмещения карт граничных градиентов давления, построенных по результатам фильтрационных исследований, с картами распределения фактических градиентов давления в пласте, с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС».

4. Предложен комплексный оптический метод (на основе ультрафиолетовой фотоколориметрии нефтей) контроля за стягиванием контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Апробация работы. Результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на научно-технической конференции молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (СПГГИ (ТУ), 2006г.);

конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела» (Октябрьский филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ), 2006г.);

международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007г.).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК, оформлена заявка на патент РФ (№ 2007140468/03).

Объем и структура диссертационной работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 71 таблицу, 43 иллюстрации, список литературы, включающий 146 наименований, и приложения.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю профессору Рогачеву М.К., развитие идей которого, постоянное внимание и помощь способствовали выполнению работы;

коллективу ОАО «Татнефтеотдача», сотрудникам кафедр РНГМ СПГГИ (ТУ) и УГНТУ, межкафедральной лаборатории спектроскопии СПбГУ и зав. кафедрой геологии АГНИ к.г-м.н., доценту Бурханову Р.Н. за помощь в подготовке диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приводится обзор месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН) РФ (залежей с обширными водонефтяными зонами (ВНЗ) и высоковязкими нефтями (ВВН)), а также рассмотрены особенности разработки таких месторождений РТ. Разработка месторождений с ТЗН РТ характеризуется такими осложнениями как преждевременное обводнение добывающих скважин, образование асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт – скважина», проявление аномалий вязкости и подвижности нефти в пласте. Основной причиной этих осложнений является повышенное содержание в пластовой нефти структурообразующих компонентов – асфальтенов. Повышение эффективности борьбы с осложнениями при разработке таких месторождений возможно на основе учета и направленного регулирования реологических и фильтрационных свойств ВВН, совершенствования методов контроля за выработкой запасов в ВНЗ месторождений. Диссертационные исследования в рамках поставленных задач выполнены на примере месторождений с ТЗН РТ (Степноозерское и Елгинское). Основные запасы нефти Степноозерского месторождения приурочены к карбонатным отложениям среднего (башкирский и московский ярусы) и нижнего (турнейский ярус) карбона. Нефти этих залежей являются высокосмолистыми и высоковязкими. Основные залежи нефти Елгинского месторождения приурочены к терригенным отложениям верхнего девона (кыновский и пашийский горизонты) и нижнего карбона (тульский и бобриковский горизонты). Залежи Елгинского месторождения характеризуются обширными водонефтяными зонами (до 60 – 80 % от общей площади залежи).

Во второй главе представлены результаты исследования реологических и фильтрационных свойств дегазированной и пластовой нефтей Степноозерского месторождения. Исследования этих свойств проводились на установке конструкции УГНТУ совместно с сотрудниками кафедры РНГМ УГНТУ и сводились к получению экспериментальных зависимостей между объемными расходами нефти через капилляр или образцы естественных пород и перепадами давления на их концах. Опыты проводились в условиях «фиксированные объемные расходы – меняющиеся перепады давления». Измерение перепадов давления производилось при установившихся режимах течения нефти. Опыты проводились при последовательном увеличении («прямой ход») и уменьшении («обратный ход») объемного расхода. По экспериментальным данным построены реологические линии (зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига) и кривые фильтрации нефти через образцы породы (зависимости градиента давления от скорости фильтрации). Исследования показали, что реологические линии и кривые фильтрации изучаемых нефтей (рис. 1) по форме аналогичны известным S-образным кривым С. Оствальда. С помощью реологических линий и кривых фильтрации определены основные реологические и фильтрационные параметры исследуемых нефтей (табл. 1).

Рис.1. Реологические линии (а) и кривые фильтрации (б) пластовой нефти скв. №2462 Степноозерского месторождения (башкирский ярус) Таблица Реологические и фильтрационные параметры аномальных нефтей Способ определения Название, единицы измерения Обозначение (формула, график) Реологические параметры Скорость сдвига, с-1 g = 4Q/pr g t = Рr/2l t Напряжение сдвига, Па m m = t/g Эффективная вязкость нефти, Пас m = t/g, Вязкость нефти с неразрушенной m структурой, Пас реологическая линия m = t/g, Вязкость нефти с разрушенной структурой, mm Пас реологическая линия ИАВ = m0 / mm Индекс аномалий вязкости ИАВ Предельное динамическое Q реологическая линия напряжение сдвига (ПДНС), Па Напряжение сдвига предельного tm реологическая линия разрушения структуры (НСПРС), Па Фильтрационные характеристики Скорость фильтрации, м/с V v = Q/F Градиент давления, Па/м grad p grad Р = H/L Подвижность нефти, м2/ Пас k/m = v/grad Р (k/m) k/m = v/grad Р, Подвижность нефти с неразрушенной (k/m) структурой, м2/ Пас кривая фильтрации k/m = v/grad Р, Подвижность нефти с разрушенной (k/m)m структурой, м2/ Пас кривая фильтрации Индекс аномалий подвижности ИАП ИАП = (k/m)m / (k/m) Градиент динамического давления H кривая фильтрации сдвига (ГДДС), Па/м Градиент давления предельного Hm кривая фильтрации разрушения структуры (ГДПРС), Па/м Обозначения в таблице 1: Q- объемный расход нефти через капилляр или образец породы, м3/с;

r- радиус капилляра, м;

Р – перепад давления на концах капилляра или образца породы, Па;

l – длина капилляра, м;

F- площадь поперечного сечения образца породы, м2;

L – длина образца породы, м.

Выполнена статистическая обработка результатов экспериментальных исследований и получены эмпирические формулы для расчета реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей Степноозерского месторождения с использованием таких стандартных параметров нефтей и вмещающих их пород-коллекторов как плотность (r, кг/м3) и вязкость (m, мПас) дегазированной нефти;

содержание в нефти асфальтенов (А, % мас.) и смол (С, % мас.);

газовый фактор нефти (Г, м3/м3);

воздухопроницаемость породы (k, мкм2):

r m -3 А (1) - Q = 10 23 10 4 + 27 + 10 Г С r m А t m = 10- 3 0,3105 4 (2) + 36,45 + 5, 10 Г С (3) r m r m А r m А 10 -9 А 6,78 4 + 1,4 + 0, H= + 36,1 + 1592,87 18,03 3, 26 + 1 + 10 Г 10 4 Г С 10 Г С С k (4) r m 10 -9 r m r m А А А 4 Hm = 10 Г 9,19 10 4 Г + 331,6 + 2158,33 18 С 3,26 С + 1 + 10 4 Г С + 1,4 + 0, k k (5) k = 1,96 10 -3 1 + 5 10 - m 0 mГ (6) k k = 5,4 10 -3 1 + 10 - m m mГ Коэффициенты корреляции для формул 1…6 находятся в диапазоне 0,6…0,9.

В формулах 1,2,3 и 4 параметр А/С можно определить через (Ксп)900 по эмпирической формуле:

А = 644 10 -3 - 227 10 - 3 (К сп )900, (7) С где (Ксп)900 – коэффициент светопоглощения нефти при длине ультрафиолетовой волны 900 нм.

Исследования показали, что особенностями нефтей залежей карбона Степноозерского месторождения являются: высокие значения плотности и вязкости дегазированных нефтей, что объясняется повышенным содержанием в их составе асфальто смолистых веществ;

высокие значения вязкости пластовых нефтей при низких значениях газового фактора;

при низких значениях газового фактора пластовых нефтей высокое содержание в попутном газе азота.

Образцы исследованных нефтей при температуре, равной пластовой, обладают аномалиями вязкости и подвижности, и их можно отнести к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей.

Такое поведение нефтей объясняется наличием в них пространственной структуры из асфальтеновых частиц.

Фильтрация исследованных нефтей через образцы естественных горных пород происходит при высоких значениях граничных градиентов давления, низких и переменных значениях подвижности нефти, что, безусловно, будет отрицательно сказываться на процессе ее извлечения из пласта и должно учитываться при проектировании разработки залежей этих нефтей.

Исследованные нефти обладают тиксотропными свойствами, которые выражаются в увеличении граничных напряжений сдвига и градиентов давления при оставлении нефти в покое из-за упрочнения ее пространственной структуры. Эти свойства необходимо, в первую очередь, учитывать при проектировании циклических методов воздействия на продуктивный пласт, а также при планировании эксплуатации скважин на периодических режимах. Прогнозирование реологических и фильтрационных свойств этих нефтей возможно с помощью предложенных в работе математических моделей.

Третья глава посвящена учету аномальных свойств пластовых нефтей карбона РТ, обоснованию и выбору методов и технологий подавления аномалий их вязкости и подвижности.

Разработана и предлагается к практическому использованию методика определения положений и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон»). Методика заключается в построении и последующем совмещении карт граничных градиентов давления, построенных по результатам фильтрационных исследований, с картами распределения фактических градиентов давления в пласте, с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС».

На рисунке 2 представлены участки карт распределения градиентов давления предельного разрушения структуры нефти (Hm) и фактических градиентов давления в пласте, совмещенные со структурной картой по кровле пласта гипотетической залежи.

Рис. 2. Участки карт распределения градиентов давления предельного разрушения структуры нефти (Hm) (а) и фактических градиентов давления в пласте (б) Для обоснования методов и технологий подавления аномалий вязкости пластовых нефтей карбона РТ проведены исследования влияния неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) типа реагента-гидрофобизатора НГ-1 (входящих в состав многих технологических жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и стимуляции скважин) на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти – асфальтены, а также влияния температуры на реологические и фильтрационные свойства этих нефтей.

Изучение влияния НПАВ на асфальтены исследуемых нефтей проводили с помощью метода инфракрасной спектроскопии на ИК спектрометре “Specord-M85”. Были сняты спектры проб нефти из залежей карбона с добавлением к ним НПАВ (рис. 3). Исследования проводились в диапазоне частот волновых колебаний от 1600 см- до 1650 см-1, соответствующих колебаниям частиц асфальтенов.

В рассматриваемых спектрах (рис. 3) отчетливо проявляются две полосы поглощения: при частоте волновых колебаний » см-1 (соответствующая колебаниям не возмущенных валентных колебаний ароматических связей) и » 1640 см-1 (соответствующая колебаниям тех же связей, включенных в межмолекулярное, относительно слабое взаимодействие).

Рис. 3. Регистограммы спектров (слева направо) нефти, нефти+10% НПАВ и нефти+50% НПАВ Из сравнения трех описываемых регистограмм образцов нефти видно, что с увеличением концентрации НПАВ процентное светопропускание нефти при частоте 1640 см-1 уменьшается. Это происходит в результате увеличения количества ароматических ядер и роста свободной поверхности асфальтеновых частиц, что возможно только при их диспергировании. Такое диспергирующее действие НПАВ на асфальтены нефти должно привести к изменению её реологических свойств, что и было выявлено в результате реологических исследований нефти с добавлением к ней НПАВ (0,5-1 % мас.), выполненных на реотесте RN 4.1 (рис. 4 и 5).

Как видно из рисунков 4 и 5 реологические линии «прямого хода» и «обратного хода» отличаются тем, что для пробы нефти с НПАВ расхождение между реологическими линиями «прямого хода» и «обратного хода» значительно меньше, чем расхождение между соответствующими реологическими линиями нефти без добавления НПАВ. Такой характер реологических кривых говорит о том, что после добавления НПАВ к нефти способность её пространственной структуры (образованной частицами асфальтенов) к тиксотропному восстановлению заметно снижается.

Рис. 4. Реологические линии “прямого и обратного хода” для дегазированной нефти Рис. 5. Реологические линии “прямого и обратного хода” для дегазированной нефти с НПАВ Исследовано влияние температуры на реологические и фильтрационные свойства пластовых нефтей Степноозерского месторождения. Эксперименты проводились на установке конструкции УГНТУ. Результаты этих исследований показали существенное уменьшение реологических и фильтрационных параметров нефтей при увеличении температуры от пластовой ( С0) до 80 С0: граничные напряжения сдвига нефти уменьшаются в среднем в 711 раз, граничные градиенты давления нефти уменьшаются в среднем в 4 раза, вязкость нефтей с разрушенной и неразрушенной структурой снижается в среднем в 10 и 15 раз соответственно, индексы аномалий вязкости и подвижности уменьшаются в среднем в 1,5 раза (табл. 2).

Таблица Реологические и фильтрационные параметры проб пластовых нефтей Степноозерского месторождения при различных температурах скв. № 2037 скв. № 2112 скв. № Показатели 23,С0 40,С0 60,С0 80,С0 23,С0 40,С0 60,С0 80,С0 23,С0 40,С0 60,С0 80,С Реологические параметры Q*,10-3 Па 38 21 9 4 60 30 20 8 22 11 6 Q**,10-3 Па 20 11 4 1 31 16 10 4 11 5 3 tm*,10-3 Па 52 29 12 6 81 40 25 12 30 15 10 tm**,10-3 Па 28 16 7 3 43 20 15 7 16 8 6 mm, мПас 363 260 116 41 135 60 32 10 330 220 110 m0, мПас 2230 1160 450 150 714 270 137 42 1790 890 450 ИАВ 6,1 4,5 3,9 3,7 5,3 4,5 4,3 4,2 5,4 4,0 4,1 3, Фильтрационные параметры k, мкм2 0,386 0,240 0, H*,10-4, МПа/м 40 23 14 10 83 48 30 20 54 31 20 H**,10-4,МПа/м 20 12 7 5 42 24 15 11 27 16 10 Hm*,10-4,МПа/м 60 35 22 15 116 68 42 38 80 46 30 Hm**,10-4 32 18 12 8 61 36 22 16 42 24 15 МПа/м (k/m)m,10- 0,71 1 2,3 6,4 1,18 2,95 5,9 22,1 0,166 0,250 0,510 1, мкм2/ мПас (k/m)0,10- 0,113 0,21 0,49 1,7 0,220 0,652 1,4 6,4 0,029 0,059 0,134 0, мкм2/ мПас ИАП 6,3 5,4 4,7 3,8 5,4 4,5 4,2 3,4 5,7 4,2 3,8 3, Примечание: здесь * - при прямом ходе, ** - при обратном ходе.

Таким образом, как показали результаты исследований, уменьшить интенсивность проявления аномалий вязкости и подвижности пластовой нефти, её тиксотропных свойств можно двумя способами: повышением температуры или введением в нефть НПАВ типа реагента-гидрофобизатора НГ-1. В реальных пластовых условиях первый из этих способов может быть реализован путем теплового воздействия на продуктивный пласт, а второй – при использовании физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пласта и стимуляции скважин. В последнем случае доставка НПАВ в пластовую нефть может быть обеспечена за счет их диффузии из нагнетаемых в пласт водных растворов или технологических жидкостей, используемых при обработках ПЗП, вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении скважин перед их подземным ремонтом.

В четвертой главе представлены результаты исследования физико-химических и оптических свойств нефтей нефтяной зоны (НЗ) и ВНЗ Елгинского месторождения. Исследования оптических свойств нефтей проводились на фотоколориметре КФК-3 и сводились к получению зависимостей коэффициента светопоглощения (Ксп) от длины волны (l, нм) монохроматического света – спектральные кривые. Анализ результатов исследований показал, что нефти ВНЗ более неоднородны по максимальным и минимальным значениям Ксп, чем нефти НЗ (табл. 3), а с увеличением длины волны их различия по этим параметрам нивелируются (рис.6).

Таблица Оптические свойства проб нефти Елгинского месторождения Диапазон (Ксп)min ( Ксп)min - l № скв. Зона (Ксп)ст Ксп стабилизации, нм (Ксп)max ( Ксп)max - l 24,4 15 – 700 нм 70 НЗ 400-600 120 93, 117,9 54 – 800 нм 27,2 10 – 400 нм 82 НЗ 400-600 100 95, 122,5 22 – 700 нм 27,2 32 – 800 нм 50 НЗ 400-600 100 100, 127,6 53 – 500 нм 0,9 39 – 800 нм 78 ВНЗ 400-600 106 137, 138,6 67 – 400 нм 25,3 24 – 900 нм 85 ВНЗ 400-600 163,3 193, 218,3 94 – 400 нм 27,6 29 – 900 нм 92 ВНЗ 400-600 130 127, 154,7 44 – 400 нм Максимальные и минимальные значения Ксп характеризуют общие черты нефти бобриковского горизонта, а её генетические особенности, связанные с условиями залегания и разработки, более полно характеризует параметр Ксп, рассчитываемый по формуле:

D ( К сп ) max - D ( К сп )min DК сп = (8) Абсолютные значения Ксп значительно выше для проб ВНЗ, сами кривые более стабильны для проб НЗ (табл. 3), что связано с большей генетической сохранностью нефтей НЗ. Общими особенностями исследованных проб является стабильный характер кривых в спектральном диапазоне 400–600 нм (рис. 6).

Рис. 6. Спектральные кривые проб нефти скв.№ 82 (а) и скв. № 78 (б) Елгинского месторождения Установлено, что оптические свойства добываемой нефти зависят от фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов. В частности с увеличением пористости, глинистости и понижением нефтенасыщенности коллекторов Ксп нефтей снижается.

Корреляция физических свойств проб нефти показала, что с увеличением их плотности (н), вязкости (), а также отношения плотности и поверхностного натяжения нефти (н/н) коэффициенты светопоглощения возрастают (рис. 7).

Рис. 7. Корреляция вязкости (а), плотности (б) и коэффициента светопоглощения (Ксп) нефти Елгинского месторождения Установлено, что с увеличением перфорированной толщины (Нп) пласта возрастает расчетный параметр Ксп добываемой из него нефти. На рисунке 8 приведены спектральные кривые проб нефти, отобранных в апреле 2004г. и марте 2005г. Анализ изменения коэффициентов светопоглощения нефти Елгинского месторождения позволил определить характер стягивания контуров нефтеносности.

Рис. 8. Спектральные кривые проб нефти скв. №78 (а) и скв. №85 (б) Елгинского месторождения, отобранных в апреле 2004г. и марте 2005г.

Повышение эффективности контроля за разработкой месторождений нефти с обширными ВНЗ возможно благодаря сочетанию различных методов исследований и контроля, в том числе оптического. Предложен комплексный оптический метод, включающий определение коэффициента светопоглощения нефти (Ксп);

построение спектральных кривых;

определение диапазона стабилизации Ксп;

определение Ксп, соответствующий этому диапазону - (Ксп)ст;

определение максимальных и минимальных значений Ксп - (Ксп)max и (Ксп)min;

определение расчетного параметра Ксп, его максимальных и минимальных значений - (Ксп)max и (Ксп)min. Анализ вышеперечисленных параметров позволяет оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Основные выводы и рекомендации 1.Пластовые нефти из отложений среднего карбона РТ относятся к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей и обладают тиксотропными свойствами, аномалиями вязкости и подвижности. Эти свойства необходимо учитывать при проектировании разработки их месторождений.

2.Установлена зависимость реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей из залежей среднего карбона РТ от действующих напряжений сдвига и градиентов давления соответственно при их течении и фильтрации.

3.Предложены математические модели, представляющие собой корреляционные зависимости реологических и фильтрационных параметров нефтей залежей карбона Степноозерского месторождения от стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов, позволяющие прогнозировать эти свойства нефтей в аналогичных геолого-физических условиях разработки месторождений. На их основе и с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС» разработана методика определения положения и размеров «застойных зон» в залежах аномальных нефтей.

4.Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ (продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) на тиксотропные свойства аномальных нефтей. С помощью инфракрасной спектроскопии установлено диспергирующее действие этих реагентов на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти – асфальтены, вследствие чего уменьшается интенсивность проявления этих свойств. Результаты исследований позволяют рекомендовать неионогенные ПАВ к использованию при разработке месторождений аномальных нефтей в составе нагнетаемой в пласт воды, а также в составе технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении скважин перед их подземным ремонтом, обработках ПЗП.

5.Для залежей нефтей карбона РТ обоснована целесообразность теплового воздействия на продуктивные пласты, позволяющего существенно уменьшить степень проявления аномалий вязкости и подвижности пластовой нефти.

6.Предложен комплексный оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождений с водонефтяными зонами, позволяющий оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Содержание диссертации отражено в следующих печатных работах:

1. Бурханов Р.Н. Применение оптического метода в геолого промысловых целях (на примере Елгинского месторождения нефти) / Бурханов Р.Н., Валиуллин И.В., Исмагилов О.З., Гайнетдинов Р.Ф.

// Известия ВУЗов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006 – №1. – С. 4 – 10.

2. Валиуллин И.В. Применение комплексного оптического метода в геолого-промысловых целях, на примере Винокуровской залежи / Валиуллин И.В. // Записки Горного института. С-Пб:

СПГГИ, 2006 – Т. 167 ч.2. – С.10 – 12.

3. Рогачев М.К. Обоснование и выбор растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловых системах / Рогачев М.К., Валиуллин И.В., Баймухаметов М.К. // Сб.

научных трудов конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела». Октябрьский: Филиал УГНТУ, 2006 – С. 119 – 123.

4. Рогачев М.К. Рациональное использование нефтяного сырья при разработке месторождений аномальных нефтей / Рогачев М.К., Кондрашева Н.К., Валиуллин И.В., Мардашов Д.В. // Материалы конференции «Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых». С-Пб: Химиздат, 2006 – С. 292 – 293.

5. Рогачев М.К. Особенности проектирования и мониторинга в разработке месторождений аномально-вязких нефтей / Рогачев М.К., Валиуллин И.В., Клейдман Д.М. // Материалы международной научно-практической конференции: повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов. Казань: издательство «Фэн», 2007 – С. 339 – 340.

6. Молчанов А.А. Интенсификация притоков высоковязких нефтей с применением скважинного упругого воздействия на продуктивные пласты / Молчанов А.А., Рогачев М.К., Валиуллин И.В., Максютин А.В. // Материалы международной научно практической конференции: повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов.

Казань: издательство «Фэн», 2007. – С.417 – 420.



 

Похожие работы:





 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.