В настоящее время нефть и газ составляют более 65% мирового потребления первичных источников энергии. В 2003 году потребление нефти в мире на 2020 г. Оценивалось в пределах 5,2-5,6 млрд. т, фактическое потребление на данный период состовляет около 4,2 млрд. тонн.
В Западной Сибири сосредоточено 68%, запасов нефти России. Добыча нефти здесь ведется с 1964 г., причем пик добычи нефти (408,6 млн. т) достигнут в 1988 г. Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом — Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) — Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти.
Анализ состояния добычи нефти в ХМАО и Западной Сибири показывает, что остаточные запасы при существующих темпах отбора обеспечат добычу еще приблизительно на 40 лет, без учета перспектив, связанных с арктическим шельфом.
Ежегодно компания вводит в разработку 3-4 новых месторождения. Следует отметить, что 33 % эксплуатационного бурения в целом по России приходится на долю «Сургугнефтегаза». А это — новые мощности, которые позволяют компании обеспечивать планомерный рост добычи.
В 2005 г. «Сургутнефтегаз» вышел на уровень добычи 63.7 млн. т нефти, в 2006 г. — 67,7 млн. т, а уже к 2007 г. будет достигнут рубеж в 70 млн. т. Это без учета добычи в Восточной Сибири. Наряду с вводом новых месторождений много внимания уделяется внедрению передовых технологий на старых месторождениях. Там, где по всем канонам и расчетам темпы добычи должны падать, компания за счет применения методов увеличения нефтеотдачи пластов демонстрирует стабилизацию и даже прирост добычи.
В данной работе рассматриваются следующие вопросы: воздействие на пласт мицеллярно-полимерными растворами на Федоровском месторождение; состав и свойство растворов, механизм действия, факторы, влияющие на эффективность закачки, влияние темпа вытяснения и межфазного натяжения, геолого-физические и технико-экономические факторы, технология применения, техника и материалы применяемые в заводнение.
Обзорная карта ОАО «СНГ»
2. Геологический раздел
2.1 Орогидрография
Федоровское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского Автономного Округа Тюменской области в 25-30 км к северу от г. Сургута и в 10 км к северо-востоку от Западно-Сургутского месторождения в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск-Усть-Балык-Омск.
Район представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному колену реки Обь.
Добыча и переработка нефти в регионах России
... исследования выступает России как ведущая нефтедобывающая и нефтеэкспортирующая страна. Предмет исследования моей дипломной работы — региональная специфика добычи и переработки нефти. Целью моей дипломной работы является анализ современной добычи и переработки нефти в Российской ...
Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м. Максимальные отметки (45-75 м.) приурочены к водоразделам, а минимальные — к берегам рек и соответствуют урезу воды ( 25-42 м.).
На рассматриваемой площади гидрографическая сеть представлена множеством ручьев и речек (Черная, Моховая, Почекуйка и другие).
Ширина реки Черной в среднем течении составляет 12-13 м, глубина — 1,2-2 м, скорость -О.4 м/сек. Самое крупное озеро Пильтан-Лор имеет площадь около 100 км2. Болота — непроходимые, замерзают лишь к концу января.
Растительность представлена смешанным лесом, от крупных хвойных и лиственных деревьев на водоразделах рек до мелколесья и кустарников по берегам рек и протоков.
Климатическая характеристика района принята по метеостанции Сургут. Климат резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое теплое. Короткие переходные сезоны — весна, осень. Поздние весенние и осенние ранние заморозки.
Средняя годовая температура воздуха отрицательная (-3,1 ОС).
Зима холодная, продолжительная (7-8 мес.), средняя температура самого холодного месяца (января) -22 гр.С.
Район относится к слабозаселенному. Центр района — город Сургут с населением около 300 тысяч человек.
Основные промышленные предприятия города Сургута:
Газоперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2, ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпром» «, аэропорт, ж/д узел, Коренное население района -ханты, манси занимаются рыболовством, охотой, животноводством, земледелием.
Дорожная сеть из-за заболоченности развита слабо. Построена асфальтированная дорога от г.Сургута до г.Нефтеюганска, г.Когалыма, г.Ноябрьска и других городов
2.2 Тектоника
Фёдоровское месторождение приурочено к Фёдоровскому куполовидному поднятию 2-го порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода — положительной структуры 1-го порядка.
Фёдоровская структура 2-го порядка представляет собой крупную брахиантиклинальную, изометрическую, складку, с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями 3-го порядка, оконтуривающимися изогибсами 2600-2625 м.
Из структуры 3-го порядка самым южным из поднятий является Северо-Сургутское, которое вытянуто в меридиональном направлении. В западной части Фёдоровской структуры расположено поднятие 3-го порядка, оконтуривающееся изогипсой 2600 м и имеющее в её границах размер 13,5Ч4,7 км, амплитуда до 37 м с пологими углами наклона крыльев до 2 процентов. Это поднятие имеет линейно-вытянутую форму в меридианном направлении.
На северо-западе к Фёдоровскому поднятию примыкают Оленье (район скважины 73) и Варьёгинское (район скважины 85) поднятия, которые объединяются изогипсой 2625 м. Оленье поднятие осложнено двумя небольшими куполовидными поднятиями, по замыкающей изогипсе 2600 м, размеры самого крупного из них 2,6Ч4,8 км.
Моховое поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, имеющую северо-восточное простирание. Само поднятие оконтуривается изогипсой 2600 м, в пределах которой имеет размер 3,8Ч3,2 км, амплитуду до 21 метра.
Все перечисленные поднятия: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое с юга, севера и востока оконтуриваются общей изогипсой 2625 м и представляют собой крупную антиклинальную складку неправильной формы, вытянутую в меридианном направлении, с восточным и западным ответвлениями. С запада изогипса 2625 м раскрывается на Яунлорскую группу поднятий (Вершинное, Южно-Вершинное).
К востоку от Мохового поднятия расположено Восточно-Моховое, которое по замыкающей изогипсе 2625 м имеет размеры 16,2Ч9,5 км с амплитудой 41 м.
Таким образом Фёдоровское месторождение включает несколько поднятий: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое, Оленье, Восточно-Моховое.
Все локальные структуры 3-го порядка выделяются довольно чётко и представляют собой брахиантиклинальные складки, различной ориентации. К наиболее крупным на рассматриваемой территории относятся три структуры: Моховая, Фёдоровская, Восточно-Моховая.Структурные планы по кровле продуктивных пластов сходны, в основном, между собой, отличаясь лишь по глубине залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв.
2.3 Характеристика продуктивных пластов
Продуктивными пластами на Федоровском месторождении являются коллекторы практически всех выявленных залежей, которые представлены песчаниками и алевритами. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4, АС10, БС1, БС2. Другие пласты группы АС и пласта БС10 имеют более низкую проницаемость. Наиболее сложными и низкопроницаемыми коллекторами представлены пласты ачимовской толщи (БС16-БС22) и юрских отложений (ЮС0-ЮС10).
От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге Федоровской и Моховой площадей пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники смотрите рисунок 2.
Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.
Рисунок 2 Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений
Условные обозначения: 3-алевролиты;
1-аргиллиты битуминозные; 4-пески,песчаники;
2-аргиллиты, глины; 5-газо-и нефтенасыщенность.
Таблица №1
|
Параметры |
Пласт |
||||
|
БС10 |
БС11 |
АС5-8 |
АС4-8 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Средняя глубина залегания пласта, м |
2300 |
2300 |
2000 |
200 |
|
|
Площадь пласта, м 2 |
237301 |
243324 |
129533 |
225222 |
|
|
Средняя нефтенасыщенная толщина. пласта, м |
10,1 |
13 1 |
8 1 |
6,8 |
|
|
Коэффициент пористости, % |
24 |
24,8 |
26 |
28 |
|
|
Коэффициент проницаемости, мкм 2 (Дарси) |
0,265 |
0,254 |
0,532 |
0,278 |
|
|
Начальная нефтенасыщенность |
0,72-0,64 |
0,2-0.64 |
0,72-0,64 |
0,72-0,64 |
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 |
744 |
750 |
763 |
763 |
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м 3 |
853 |
853 |
858 |
895 |
|
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, м 2 /с |
0,91 |
0,91 |
1,74 |
1,74 |
|
|
Начальное пластовое давление, МПа |
235 |
23,5 |
23,5 |
23,5 |
|
|
Давление насыщения, МПа |
16,6 |
16,9 |
14,9 |
14,9 |
|
|
Газовый фактор, т/м 3 |
82,38 |
82,38 |
82,38 |
82,38 |
|
|
Начальная температура пласта, 0 С |
67 |
67 |
67 |
67 |
|
|
Молярная масса |
265 |
260 |
278 |
267 |
|
|
Температура насыщения нефти, 0 С |
25,2 |
22,3 |
21,7 |
27,4 |
|
|
Массовое содержание, % |
|||||
|
Серы |
1,1 |
1,0 |
1,2 |
1,1 |
|
|
Смол селикагелевых |
9,6 |
7,6 |
9,7 |
8,7 |
|
|
Асфальтенов |
2,8 |
3,0 |
3,1 |
2,7 |
|
|
Парафинов |
2,0 |
2,2 |
2,0 |
3,0 |
|
|
Объемное содержание фракций, % |
|||||
|
150 град. С |
6,5 |
7,6 |
10,3 |
5,8 |
|
|
200 град. С |
13,4 |
15,0 |
17,0 |
12,8 |
|
|
300 град. С |
32,3 |
30,3 |
32,7 |
31, |
|
|
Компонентный состав пластовой нефти |
|||||
|
Двуокись углерода |
0,09 |
0,09 |
0,08 |
0,06. |
|
|
Азот + редкие |
0,29 |
0,36 |
0,34 |
0,37 |
|
|
Метан |
34,15 |
35,05 |
36,12 |
35,13 |
|
|
Этан |
0,33 |
0,39 |
0,35 |
036 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Пропан |
0,57 |
0,60 |
059 |
О 6 |
|
|
Изо бутан |
0,52 |
0,54 |
0,51 |
|
|
|
Н-бутан |
0,25 |
0,22 |
0,26 |
0,28 |
|
|
Изопентан |
0,33 |
0,34 |
0,35 |
0,34 |
|
|
Н-пентан |
0,19 |
0,22 |
0,20 |
0,25 |
|
|
Остаток С6+высшие |
60,3 |
61,19 |
61,20 |
61,25 |
|
|
Химический состав пластовых вод |
, |
||||
|
Сl |
221,8 |
263,4 |
256,9 |
296,8 |
|
|
80 |
1,3 |
||||
|
НС0 3 |
7,0 |
11,2 |
6,4 |
7,6 |
|
|
СО |
2,5 |
0,05 |
|||
|
Са |
13,0 |
10,2 |
11,9 |
14,6 |
|
|
Mg |
3,35 |
2,2 |
3,4 |
3,8 |
|
|
Na + Ка |
212,8 |
265,5 |
246,9 |
286 |
|
|
Общая минерализация |
16,72 |
13,42 |
15,51 |
17,96 |
|
|
Тип воды по В.А.Сулину |
Гидрокарбонатно — |
Хлоридно- |
Хлоридно- |
Хлоридно- |
|
|
натриевый |
кальциевый |
магниевый |
кальциевый |
||
Опытно-промышленная эксплуатация ведется с 1976 года на участке Моховой площади. Промышленная эксплуатация начата в 1995 году с разбуривания севера Восточно-Моховой площади. Разработка залежи ведется горизонтальными и наклонно-направленными скважинами. Система заводнения — площадная. Проектный фонд скважин 2511, в том числе 950 — горизонтальных.
Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.2003 составил 1019, в том числе действующий — 977, в бездействии — 42. Нагнетательный фонд — 431, под закачкой — 412. Фонд горизонтальных скважин составляет 455, из них на Федоровской площади — 11; на Моховой — 188; на севере Восточно-Моховой — 240; на юге Восточно-Моховой — 16. Фонд горизонтальных нагнетательных скважин — 2 на севере Восточно-Моховой площади.
Разбуренность объекта — 49,18%.
Добыча нефти по объекту АС 4-8 за 2002 год составила 5264,942 тыс.т, при темпе отбора от НИЗ 3,5%, от ТИЗ — 4,0%. Накопленная добыча нефти -26906,014 тыс.т, что составляет 17,6% от начальных извлекаемых запасов.
Суточная добыча нефти на конец года — 15414 т (добыча нефти за год увеличилась на 2585,8 т/сут.) и составила 53,2% от всей добычи по месторождению. Добыча нефти по горизонтальным скважинам за год составила 3754,19 тыс. т (71,3% от всей добычи по объекту).
Обводненность по пласту АС 4-8 на конец года составила — 84,96%, в т.ч. по горизонтальным скважинам — 82,03%. Количество обводненных скважин на 01.01.2003 года 977, в том числе от 2 до 20% — 83 скв; от 20 до 50% — 96 скв; от 50-90% — 368, более 90% — 430 скважины. Средний дебит по скважинам пласта АС4-8 по нефти — 16,4 т/сутки, по жидкости — 107,5 т/сут, в т.ч. по горизонтальным скважинам: по нефти — 25,25 т/сут, по жидкости — 132,5 т/сут. Добыча прорывного газа из пласта составила 4528,382 млн.м3 , в т.ч. по горизонтальным скважинам добыто 2947,9531 млн.м3 .
3. Технико-технологический раздел
3.1 История вопроса воздействие на пласт мицеллярно-полимерными растворами на Федоровском месторождении
Вытеснение нефти мицеллярньши растворами, характеризующимися очень низкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и водой, по мнению отечественных и зарубежных ученых, обеспечивает высокий эффект при извлечении оставшейся в пласте после обычного заводнения нефти. Мицеллярные растворы могут применяться и при первичном воздействии на пласт. Метод был разработан и предложен в США. С 1962 г. начаты достаточно обширные промысловые испытания, в частности фирмой Marathon Oil, на 20 опытных участках размером от 2,5 до 190 тыс. м 2 .
Процесс мицеллярно-полимерного заводнения
Мицеллярно-полимерное заводнение — это процесс, в котором производится закачка поверхностно-активного агента (ПАВ) для повышения нефтеотдачи.
Процесс, как правило, применяется в третичных заводнениях и всегда осуществляется в режиме вытеснения (не в циклическом режиме).
3.2 Состав и свойство мицеллярно-полимерных растворов
Как известно, поверхностно-активные вещества (ПАВ) характеризуются двумя основными особенностями: поверхностной активностью и способностью образовывать мицеллы. В наибольшей степени образованию мицеллярных растворов способ ствуют ПАВ — стабилизаторы эмульсий и пен. Эти ПАВ называют часто мицеллообразующими или коллоидными. В результате увеличения концентрации ПАВ в растворителе (воде или углеводородах) достигается молекулярная растворимость. Если обычные вещества после достижения предельной концентрации выделяются в виде отдельной макрофазы (жидкости или осадка), то мицеллообразующие ПАВ в растворителе образуют ассоциаты, называемые мицеллами, которые являются термодинамическими стабильными системами.
Размер мицелл составляет 10—10 4 гам (нанометров), т. е. он значительно меньше, чем размер диспергированных частиц в эмульсиях типа «нефть в воде» или «вода в нефти» (105 —106 нм).
Смесь, содержащую мицеллы, можно охарактеризовать как микроэмульсию в том смысле, что она содержит диспергированные частицы субмикроокопического размера. Вместе с тем эта смесь обладает свойствами истинного раствора, в частности оптической проницаемостью и устойчивостью к осадкообразованию. Правильнее всего данную систему все же называть ми-целлярным раствором, обладающим собственными характерными свойствами.
Главная особенность мицеллярных растворов — способность к солюбилизации, т. е. к самопроизвольному растворению веществ, в обычных условиях нерастворимых в данном растворителе. Например, нефть становится растворимой в мицеллярной системе вода — ПАВ, хотя, как известно, обычно нефть не растворяется как в воде, так и в истинном водном растворе ПАВ.
Механизм растворения в мицеллярном растворе заключается в там, что микроскопические капельки нефти смещаются в центр мицелл, образуя так называемые разбухшие мицеллы. В таких системах внешней фазой является вода. При определенных условиях, когда концентрация углеводородной составляющей велика, образуются мицеллярные растворы с внешней углеводородной фазой. Микроскопические частицы воды в таких растворах располагаются внутри разбухших мицелл. Способностью мицелл разбухать можно объяснить широкий диапазон в ра мерах мицелл, отмечаемых различными авторами от 10—10 2 до 103 —10″ нм. Концентрация ПАВ, при которой в растворе появляются мицеллы, называется критической концентрацией мицеллообразования (ККМ) или точкой Крафта. В этой точке на диаграмме состояния (рис. 1) линия равновесия «концентрация С — температура t» (молекулярная растворимость) раздваивается на линию фазового перехода «макрофаза ПАВ — мицеллы» и на линию, разделяющую мицеллярный и /молекулярный растворы.
Величина ККМ любого ПАВ, как и свойства самих мицел-лярных растворов, сильно зависят от присутствия электролитов и других веществ, природы растворителя, наличия солюбилизи-рующейся составляющей и т. д. Показатель ККМ служит одним из важнейших и для мицеллярных растворов, предназначенных для закачки в пласты, так как используемые здесь нефтяные сульфонаты являются дорогостоящими химическими реагентами
Рис. 1 Гипотетические диаграммы состояния системы ПАВ — растворитель: 1 — линия молекулярной растворимости; 2 — точка Крафта с ординатой, соответствующей критической концентрации мицеллообразования; 3 — граница раздела состояний «макрофаза ПАВ — мицеллярный раствор»; 4 — граница раздела состояний «мицеллярный раствор — молекулярный раствор »
В состав мицеллярных растворов, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов, помимо воды, углеводородных соединений и ПАВ, обычно входят электролит и так называемый содтергент.
Электролит — хлорид натрия, сульфат аммония или какая-либо другая соль — обычно добавляется для изменения вязкости мицеллярного раствора.
Содтергент — спирт — служит для стабилизации раствора, регулирования вязкости, а также для улучшения процессов солюбилизации воды (или нефти).
Процентное содержание двух основных компонентов мицеллярного раствора (воды и углеводородов) может изменяться в очень широких пределах, значения которых приведены в табл.1
Табл.1
|
Компонент |
Вода |
Углеводород |
ПАВ |
Содтергент |
Электролит |
|
|
min Содержание, % |
10 |
2 |
4 |
0,01 |
0,001 |
|
|
max Содержание, % |
95 |
80 |
15 |
20 |
6,4 |
|
Содержание ПАВ, электролита и содтергента изменяется в меньших пределах.
Устойчивые мицеллярные растворы с заданной внешней (или внутренней) фазой можно получить при любых концентрациях компонентов в пределах указанного диапазона. Возможный диапазон изменения содержания отдельных составляющих снижается, если выделить отдельные классы мицеллярных растворов (табл. 2).
использованных при конкретных испытаниях. Все растворы имеют внешнюю углеводородную фазу.
Табл.2
|
Компонент |
Раствор с внешней углеводородной фазой и с малым содержанием воды |
Раствор с внешней углеводородной фазой и с высоким содержанием воды |
Мицеллярный раствор с внешней водной фазой |
|
|
Вода Углеводород ПАВ Содтергент Электролит |
10—55 35—80 >5 <4 0,001—5 |
55—90 4—40 >4 0,01—20 0,001—4 |
40—95 2—50 >4 0,01—20 0,001—4 |
|
В табл. 4 приведены данные о составе мицеллярных концентратов также с внешней углеводородной фазой.
Эти растворы, называемые иногда «растворимой нефтью», перед закачкой в скважину обычно разбавляются водой и (или) нефтью. Такие сбалансированные концентраты можно приготовить не только на базе сырой нефти, но и на керосине или других углеводородных жидкостях. Термин «растворимая нефть» условно означает способность такого концентрата смешиваться не только с нефтью и углеводородами» но и с.водой, оставаясь при этом мицеллярным раствором с внешней углеводородной фазой.
Табл. 3
|
Компонент |
Номер раствора 3 |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||
|
Вода |
25 |
40 |
11,7 |
20 |
27,3 |
34,2 |
|
|
Стабилизированная легкая нефть |
— |
— |
— |
— |
— |
52,9 |
|
|
Сырая нефть |
— |
— |
73,4 |
68,0 |
61,8 |
— |
|
|
Пентан |
57,0 |
45,6 |
— |
— |
— |
— |
|
|
Нефтяной сульфонат |
14,3 |
11,4 |
12,9 |
11,3 |
10,3 |
8,6 |
|
|
Спирт изопропиловый |
3,7 |
3,0 |
2,0 |
0,7 |
0,6 |
4,3 |
|
Табл.4
|
Компонент |
Номер раствора |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||
|
Вода |
4,3 |
7,3 |
7 |
4 |
|
|
Сырая нефть (µ=6 мПа*с, с =-0,83 г/см 3 ) |
69,3 |
71,4 |
76 |
69 |
|
|
Дизельное топливо |
6,9 |
4,8 |
6 |
7 |
|
|
Сульфат натрия с молекулярной массой |
|||||
|
500 |
13,1 |
7,4 |
7 |
128 |
|
|
340 |
— |
2,7 |
2 |
— |
|
|
Изопропиловый спирт (98%; р = = 1,06 г/см 3 , с=2 мПа*с) |
— |
— |
— |
64 |
|
|
Этиленгликоль |
6 |
6,4 |
2 |
— |
|
С практической точки зрения к наиболее важным свойствам мицеллярных растворов относятся: вязкость, плотность и устойчивость.
Устойчивость. Приготовленный на поверхности мицеллярный раствор является термодинамически устойчивой системой. Но в процессе его движения в промысловых коммуникациях, скважине и пласте могут изменяться температура и состав.как отдельных компонентов, так и раствора в целом. Если указанные изменения находятся в пределах допустимого, то мицеллярный раствор сохраняет свою устойчивость либо, в крайнем случае, претерпевает инверсию, т. е. изменяет внешнюю фазу.
Например, часто при увеличении содержания воды при определенной концентрации наступает инверсия, и раствор переходит от прозрачного с внешней углеводородной фазой, к слегка мутному, с внешней водной фазой. При атом новая система также является устойчивым мицеллярным раствором.
Однако в ‘Некоторых условиях мицеллярные растворы теряют свою устойчивость. Особенно заметно влияние солей. Из рис. 4.41 видно, что стабильность раствора (для приведенного примера).при растворении хлористого натрия в водном компоненте сохраняется лишь в определенном интервале концентрации NaCl— от 6 до 10—15 г/л (в зависимости от типа ПАВ).
При *невысокой.концентрации (5 г/л) и при содержании в. воде солей NaCl более 15 г/л, растворы неустойчивы и превращаются в водонефтяные эмульсии, т. е. теряют свои положительные специфические нефтевытесняющие качества.
Рис. 2
Зависимость свойств мицеллярного раствора от содержания солей в воде и молекулярной массы сульфояата: 1 — раствор эмульгированный или неустойчивый; 2 — устойчивый при 20—65 °С; 3 — устойчивый при 20 °С, разделение фаз при 55 «С; 1 — нефтяной сульфонат молекулярной массой 465; 2 — то же, 430; 3 — смесь сульфонатов в соотношении 1:1; 4 — то же, 5.
Например, изотерма вязкости (рис.3) мицеллярного раствора, содержащего в безводной части 76% пентана, 19% суль-фоната и 5% изопропилового спирта, качественно схожа с подобной изотермой для водоиефтяных эмульсий.
Рис. 3 Зависимость вязкости мицеллярного раствора от содержания воды: А, В —раствор с внешней нефтяной фазой; С — раствор с внешней водной фазой; D — зона инверсии между оторочками с внешней нефтяной и внешней водной фазами; 1,3 — раствор, приготовленный на пресной воде; 2 — раствор, приготовленный на воде, содержащей соль.
Для мицеллярного раствора, в качестве безводной части имеющего так называемый концентрат Веллайд 220 (65% керосина, 28% нефтяного сульфоната и 7% спирта), вя;з«ость меняется в гораздо меньшей степени с изменением процентного содержания воды. В этом случае абсолютное значение вязкости ниже, a интервале обводненности 50—80% она практически постоянна (рис. 4).
Рис. 4 Зависимость вязкости мицеллярных растворов от содержания воды при температуре ( 0 С)1 — 23,9 2 — 43,3 3 — 65,6
Весьма существенно влияют на вязкость содержание и тип солей и ПАВ. Даже незначительное увеличение количества солей в водяной фазе может в несколько раз снизить вязкость мицеллярного раствора (табл. 5).
В большинстве случаев растворы, приготовленные на слабоминерализованной воде, практически нельзя подать в пласт.
Табл. 5
|
Номер мицеллярного раствора |
Содержание солей в воде, г/л |
Вязкость, Па -с |
Прозрачность |
Стабильность |
|
|
1 |
0 1,5 |
2,0 0,011 |
Чистый » |
Устойчивый » |
|
|
2 |
0 2,8 |
2,0 0,0097 |
Мутный Чистый |
Неустойчивый Устойчивый |
|
|
3 |
0 2,6 |
0,201 0,016 |
Мутный Чистый |
Неустойчивый Устойчивый |
|
Данные о влиянии типа и концентрации ПАВ на вязкость приведены на рис. 5 и в табл. 6
Табл.6
|
Номер мицеллярного; раствора |
Обводненность, % |
Содержание углеводородной жидкости, % |
Содержание сульфон|ата, ‘%’ |
Вязкость раствора, Па -с |
|
|
1 |
40 |
10 |
50 |
0,0062 |
|
|
2 |
40 |
15 |
45 |
0,0114 |
|
|
3 |
45 |
10 |
45 |
0,0118 |
|
|
4 |
45 |
15 |
40 |
0,0256 |
|
|
5 |
40 |
20 |
40 |
0,0524 |
|
Рис. 5 Изотермы вязкости мицеллярных растворов, различающихся типом ПАВ: 1,4 — сульфонат с молекулярной массой 500; 2, 3 — сульфонат с молекулярной массой 340
3.3 Механизм действия мицеллярных растворов
При закачке в пласт мицеллярных растворов вытеснение нефти может происходить при смешивающемся и несмешивающемся режиме, хотя последний более вероятен. Обычно мицеллярный раствор используется в форме оторочек.
При заводнении пластов с оторочкой мицелляряого раствора возможно увеличение и коэффициента вытеснения, и коэффициента охвата. Это объясняется небольшим межфазным натяжением на поверхности раздела между растворам и вытесняемой нефтью, а также повышенной вязкостью вытесняющей жидкости.
Механизм вытеснения нефти из обводненной модели пласта выглядит следующим образом.
Через некоторое время после начала закачки на определенном расстоянии от начала модели формируется вал вытесняемой пластовой жидкости конечной длины. Меняющийся по мере движения объем вала и нефтенасыщенность в этой зоне пласта зависят от конкретных условий, в частности, от остаточной нефтенасыценности и характера совместного движения системы нефть — вода.
Вытесняемая нефть накапливается в передней части движущегося водонефтяного вала. Перед водонефтяным валом движется только вода, если перед мицеллярным воздействием добывающие скважины были полностью обводнены, или обводненная нефть с высоким процентом воды.
За водонефтяным валом движутся мицеллярный раствор и проталкивающая жидкость. Нефтенасыщенность в тыльной части минимальна, а при оптимальных условиях вытеснения близка к нулю, как это наблюдалось, например, в опытах П. И. Забродина (рис. 6).
Модель представляла собой линейные образцы длиной до 3,8 м из несцементированного песчаника проницаемостью 8—10 мкм 2 . Прокачка мицеллярного раствора обеспечивала практически полное вытеснение модели нефти вязкостью 7,3 мПа-с.
Рис. 6 Динамика изменения нефтенасыщенности при закачке мицеллярного раствора в линейную модель пласта: 1 — остаточная (перед закачкой мицеллярного раствора) нефтенасыщенность; 2, 3, 4, 5, 6 — нефтеиасыщенвость в момент подачи в пласт жидкости в количестве соответственно 7, 16, 30, 47, 65% от объема порового пространства На фронте оторочки мицеллярный раствор соприкасается лишь с небольшим количеством вытесняемых воды и нефти. Большая часть движущейся нефти не контактирует с мицеллярным раствором
Схема вытеснения. Процесс вытеснения обычно осуществляется в результате закачки определенного объема мицеллярного раствора и образования в пласте соответствующей оторочки, которая проталкивается оторочкой водного раствора полимера, а затем обычной водой (рис.7).
Полимерный раствор подается как промежуточный рабочий агент с целью повышения paiBHQMepHocra охвата заводнения. Промежуточный рабочий агент может подаваться порциями с постепенно понижающейся вязкостью, например, от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды.
Рис. 7 Условная схема процесса вытеснения нефти при мицеллярно-поли-мерном заводнении обводненного пласта: 1 — проталкивающая вода; 2 — оторочка раствора полимера; 3 — оторочка мицеллярного раствора; 4 — зона, где одновременно движутся нефть и вода; 5 — зона, где движется только вода; 6 — нефть; 7 —вал нефти и воды; 8 — остаточная нефть; 9 — закачанная при заводнении вода и погребенная вода
Схема процесса вытеснения при использовании метода на начальных стадиях разработки залежи во многом идентична описанной схеме.
Но имеются и различия.
Сначала в добывающие скважины в этом случае поступает не вода, а нефть (рис. 8).
В зоне движения нефти имеется неподвижная связанная вода, позади этой зоны формируется вал нефти и воды которые перемещаются совместно в определенной пропорции, определяемой их фазовыми проницаемостям.
Рис. 8 Условная схема процесса вытеснения нефти при использовании мя-целлярно-полимерного заводнения на начальной стадии разработки: 1— проталкивающая вода; 2 — оторочка раствора полимера; 3 — оторочка мицеллярного раствора; 4 — зона, где одновременно движутся нефть и вода; 5 — зона, где движется только нефть; 6 — нефть; 7 — вал нефти и воды; « — вода; 9 — вал нефти; 10 — погребенная вода
Размер оторочки мицеллярного раствора на практике обычно составляет 5—10% объема охватываемого воздействием порового пространства. Нижний предел лимитируется необходимостью сплошности оторочки, верхний — экономическими соображениями.
Вязкость мицеллярного раствора в пластовых условиях должна быть такой, чтобы подвижность (k/µ) оторочки не превышала подвижность движущегося вала нефти и воды.
Это способствует равномерному и сплошному движению границы раздела системы мицеллярный раствор — вал нефти и воды.
Закачка промежуточного агента (полимерного раствора) с постепенно снижающейся вязкостью предотвращает прорыв воды через оторочку мицеллярного раствора и также способствует равномерности вытеснения нефти.
После закачки промежуточного агента и до конца разработки закачивают воду, используемую при обычном заводнении, в количестве, как правило, 150—200% объема перового пространства.
Применимость метода лимитируется наличием солей в пластовой системе, которые дестабилизируют мицеллярный раствор. В этом случае перед мецеллярным раствором создается еще одна оторочка из пресной или слабаминерализованной воды, а все остальные этапы сохраняются.
