CC BY
87
Интернет-журнал «Науковедение» ISSN 2223-5167 http ://naukovedenie. ru/ Том 7, №3 (2015) http://naukovedenie.ru/index.php?p=vol7-3 URL статьи: http://naukovedenie.ru/PDF/38ЕVN315.pdf DOI: 10.15862/38Е^315 (http://dx.doi.org/10.15862/38ЕУШ15)
УДК 622.245.67:622.257.1
Тананыхин Дмитрий Сергеевич
ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
Россия, Санкт-Петербург1
Ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Кандидат технических наук E-mail: [email protected] РИНЦ: http://elibrary.ru/author profile.asp?id=723973
Шагиахметов Артем Маратович
ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
Россия, Санкт-Петербург
Аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
E-mail: [email protected]
Разработка энергоэффективной технологии увеличения коэффициента нефтеотдачи слабосцементированных коллекторов
1 199106, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21 линия, д. 2
Аннотация. В статье проведен анализ современных методов увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов, применяемых как в России, так и за рубежом. Отмечено, что при текущем коэффициенте извлечения нефти и имеющихся технологиях в нефтяной и газовой промышленности обеспеченность запасами углеводородов составляет порядка 30 лет. Поскольку в обозримом будущем средние величины нефтеизвлечения не превысят 50 %, а прирост запасов методами геологоразведки не может быть бесконечен. Представлены разработанная методика проведения лабораторных исследований и результаты лабораторных экспериментов по определению коэффициента вытеснения нефти из слабосцементированных терригенных коллекторов Западной Сибири пластовой, пресной водами и газом (СО2), а также проанализированы результаты и рекомендован оптимальный метод вытеснения нефти. Исследования проводились на фильтрационной установке Autoflood-700 с максимальным моделированием пластовых условий путем регулирования термобарических характеристик. Основным исследуемым параметром являлся коэффициент вытеснения нефти водой и газом. Весь комплекс лабораторных экспериментов по определению коэффициента вытеснения нефти проводился в полном соответствии с ОСТ39-195-86. Рекомендован оптимальный вытесняющий агент, воздействие которого, на образцы нефтенасыщенного слабосцементированного коллектора, привело к получению наиболее высокого коэффициента вытеснения.
Ключевые слова: исследование; анализ; лабораторная установка; слабосцементированный коллектор; коэффициент вытеснения нефти; газовые методы; запасы углеводородов; термобарические условия; методика.
Ссылка для цитирования этой статьи:
Тананыхин Д.С., Шагиахметов А.М. Разработка энергоэффективной технологии увеличения коэффициента нефтеотдачи слабосцементированных коллекторов // Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ» Том 7, №2 (2015) http://naukovedenie.ru/PDF/38ЕVN315.pdf (доступ свободный). Загл. с экрана. Яз. рус., англ. DOI: 10.15862/38Е'У№ 15
Введение
В настоящее время налоги и платежи от углеводородов составляют около 50 % дохода бюджета Российской Федерации. Благодаря этому страна способна развиваться самостоятельно, даже при усилении санкций со стороны европейских партнеров. Россия обладает громадными топливно-энергетическими ресурсами, но и они не бесконечны. Поэтому вопрос повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН), на разрабатываемых месторождениях углеводородов, является актуальным [5]. Кроме того, энергетический потенциал - это основополагающий внешнеэкономический фактор, формирующий авторитет России в мировой экономике.
Коэффициент извлечения нефти является одним из ключевых параметров, характеризующих технологическую эффективность принятой системы разработки месторождения [1]. Коэффициент нефтеотдачи зависит от огромного количества факторов, и учесть полный комплекс не представляется возможным. Основные из них:
• минералогический состав горных пород;
• соотношение подвижностей нефти и воды;
• неньютоновские свойства нефти;
• смачиваемость пород и характер капиллярных сил;
• скорость вытеснения нефти вытесняющим агентом.
Доказанные запасы нефти в мире составляют порядка 240 млрд. т. То есть при полной извлекаемости, с учетом годовой добычи в 3,5-3,7 млрд. т, запасов хватит на 60 лет. Но поскольку средневзвешенное значение КИН составляет не более 0,5 д. ед. (среднее значение в России 0,3-0,34 д. ед.), обеспеченность запасами составляет 30 лет. В связи с чем, на первый план выходят методы увеличения нефтеотдачи [10]. Классификация данных методов осуществляется исходя из следующих принципов:
• по механизму действия;
• по стадии применения;
• по виду вытесняющих агентов и др.
Согласно международной классификации все методы увеличения нефтеотдачи подразделяются на: первичные (естественный режим разработки); вторичные (система поддержания пластового давления); третичные (термические, химические, физические, газовые, микробилогические).
Целями проведения комплекса лабораторных экспериментов по моделированию процесса вытеснения нефти [2] из слабосцементированных образцов керна, аналогичных по свойствам коллекторам Западной Сибири, пластовой и пресной водами, а также газом (СО2) были анализ результатов и рекомендация оптимального метода вытеснения нефти.
Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов имеют большую историю, поскольку ресурсы различных газов могут быть доступны непосредственно на месторождении или поблизости. Данные методы включают применение углеводородных газов, углекислового газа, азота и газов горения [6]. От детального моделирования термобарических условий зависит механизм реализации газового метода, поскольку, например, растворимость азота и углекислового газа происходит при разных давлениях.
Методика измерений
Экспериментальные исследования выполнялись на установке трехфазной фильтрации (рисунок 1) Autoflood-700 (Vinci technologies). Основным измеряемым параметром являлся коэффициент вытеснения нефти различными водами и газом.
Установка Autoflood 700 предназначена для работы с цилиндрическими образцами керна и позволяет проводить измерение проницаемости при нахождении одной фазы в образце керна, относительной проницаемости в системе жидкость/жидкость и жидкость/газ. Тесты могут проводиться при пластовых условиях (с моделированием термобарических условий). Система включает в свой состав 2 двухцилиндровых механических насоса, воздушный термостат, 3 поршневых контейнера, 2 газовых регулятора, контроллер расхода, кернодержатель, регулятор противодавления, сепаратор, систему измерения давления и газовый счетчик. В таблице 1 представлены основные технические параметры установки.
Таблица 1
Технологические параметры установки трехфазной фильтрации
Параметр Диапазон (величина параметра)
Пластовое давление, МПа до 70
Горное (обжимное) давление, МПа до 70
Рабочая температура, К до 323
Диапазон задаваемых расходов, см3/мин 0,01-50
Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения 0,3
Диапазон длины кернодержателя, м 0,051-0,610
Диаметр кернодержателя, м 0,03
Указанные технические параметры установки трехфазной фильтрации позволяют с высокой точностью оценивать вытеснение углеводородов различными агентами.
Рисунок 1. Технологическая схема установки трехфазной фильтрации Autoflood-700 (Vinci technologies) (составлено автором)
5
http: //naukovedenie.ru 38EVN315
Подготовка флюидов
В качестве пластовой воды, при создании начальной водонасыщенности и при фильтрации, использовалась её модель. Состав модели пластовой воды представлен в таблице 2.
Таблица 2
Состав пластовой воды
Наименование параметра Диапазон значений Среднее значение
Плотность воды, кг/м3 в стандартных условиях 1002,0-1031,0 1013,0
Вязкость воды, мПа*с в стандартных условиях 1,04-1,13 1,07
Химический состав вод, (мг/л): Ш++К+ 4681.0-15893.0 6266.8
Са+2 200,0-2084,0 777,2
М§+2 12,0-784,0 151,0
С1- 8520,0-26980,0 11103,0
НСОз- 305,0-1403,0 661,7
СОз-2 0,0 0,0
БО4-2 0,0 0,0
Общая минерализация, г/л 15,0-44,9 19,0
Как видно из таблицы тип воды хлоридно-кальциевый, а общая минерализация составляем в среднем 19 г/л. Данный состав использовался в качестве насыщающейся жидкости и агента для вытеснения нефти.
В качестве газа в эксперименте использовался углекислый газ. Для моделирования нефти использовали изовискозную модель нефти.
Подготовка насыпной модели к исследованию
Для оценки коэффициентов вытеснения были созданы 3 насыпные модели с использованием известного гранулометрического состава [3], моделирующего усредненные значения параметров месторождения Западной Сибири (таблица 3).
Таблица 3
Гранулометрический состав насыпных моделей
Размер зерен, мм
Глина >0,5 0,5-0,25 0,25-0,1 <0,1
Процентное содержание частиц 3 0,5 22 70 4,5
В результате были созданы 3 насыпные модели с диапазоном пористости 28-35 % и проницаемостями по газу 38-45 мД.
Создание начальной водонасыщенности
После создания насыпной модели сначала определяется масса образца, потом измеряется пористость и проницаемость по газу, затем модель насыщают моделью пластовой воды под вакуумом. Как только насыпная модель насытилась, её взвешивают, оценив поровый объем. Результаты измерений при подготовительных работах представлены в таблице 4.
Таблица 4
Основные фильтрационно-емкостные свойства насыпных моделей
Поровый объем, см3 Пористость, % Проницаемость по газу, мкм2-10"3
Насыпная модель № 1 6,699 33 38
Насыпная модель №2 6,353 36 42
Насыпная модель №3 5,957 34 40
Как видно из таблицы 4, были созданы 3 идентичные по свойствам насыпные модели. Далее на первом этапе фильтрационных исследований через насыпную модель фильтровали модель пластовой воды, затем фильтровали изовискозную модель нефти, тем самым создавая остаточную водонасыщенность.
Оценка эффективности вытеснения нефти пластовой, дистиллированной водой и газом
Для оценки коэффициента вытеснения нефти проводились лабораторные исследования в соответствии с ОСТ39-195-86, моделирующие термобарические условия ^=388^ Pгoрн=33 МПа). Экспериментальные исследования для первой насыпной модели состояли из трех этапов. На первом этапе прокачивалась пластовая вода до достижения стабилизации давления закачки. На этом этапе вычислялась проницаемость по модели пластовой воды. На втором этапе осуществлялась закачка изовискозной модели нефти, тем самым создавалась остаточная водонасыщенность, которая рассчитывалась как отношение разности порового объема и объема вытесненной воды к поровому объему модели. Фильтрация нефти осуществлялась до тех пор, пока на выходе из керна не перестала извлекаться вода [7]. Третьим этапом являлось вытеснение нефти моделью пластовой воды. В режиме постоянного расхода (0,5 мл/мин) прокачивалось не менее 10 поровых объемов агента (рисунок 2). На выходе фиксировалось количество вытесненной нефти. Отношение вытесненной нефти на третьем этапе к вытесненной воде на втором этапе характеризует коэффициент вытеснения.
Накопленный поровый объем прокачки, ед.
Рисунок 2. Вытеснение нефти моделью пластовой воды (составлено автором)
Для насыпной модели №2 первые два этапа идентичны с исследованиями по модели №1. На третьем этапе моделировалось вытеснение дистиллированной водой (рисунок 3). В последнее время метод вытеснения нефти дистиллированной водой становится популярным. Поэтому авторы данной статьи поставили задачу выяснить, какой агент вытеснения более эффективен для месторождений Западной Сибири.
Если сравнить графики вытеснения нефти моделью пластовой воды и дистиллированной водой, то можно заметить, что более эффективно проводить вытеснение пластовой водой. Для вытеснения нефти моделью пластовой воды необходимый градиент давления меньше [8]. Поэтому для третьего эксперимента, по определению коэффициента довытеснения, авторы пришли к выводу, что оптимальней и целесообразней проводить вытеснение пластовой водой.
Накопленный поровый объем прокачки, ед.
Рисунок 3. Вытеснение нефти дистиллированной водой (составлено автором)
На третьем этапе эксперимента через насыпную модель №3 проводилась закачка газа для определения максимального давления прорыва газа. Через насыпную модель
прокачивалось не менее 5 поровых объемов газа, определялось давление прорыва газа и оценивалось количество вышедшей нефти [9]. Далее прокачивались десять поровых объемов пластовой воды, где фиксировалось количество вышедшей жидкости и, тем самым, вычислялся окончательный коэффициент вытеснения (рисунок 4).
Накопленный поровый объем прокачки, ед.
Рисунок 4. Вытеснение нефти водогазовой смесью (составлено автором)
Данный способ вытеснения нефти относится к газовым методам. Газ в отличие от воды способен проникать в субкапиллярные поры, вытесняя оттуда оставшуюся нефть, тем самым увеличивая коэффициент охвата пласта. Дальнейшее вытеснение нефти моделью пластовой воды происходит при низких градиентах давления относительно традиционных методов без закачки газа. Этот способ также повышает коэффициент вытеснения нефти за счет проникновения газа в субкапиллярные поры. Существуют множество разновидностей водогазового метода: разная цикличность закачки, разные объемы закачки и т.д., которые показывают успешность применение для конкретных условий [4].
Если сравнивать коэффициенты вытеснения (таблица 5), то необходимо отметить, что дополнительная закачка газа позволяет повысить коэффициент вытеснения на 10-15%.
Таблица 5
Результаты лабораторных испытаний по определению коэффициента вытеснения на
насыпных моделях
Показатель Насыпная модель №1 Насыпная модель №2 Насыпная модель №3
Проницаемость по
пластовой воде 4 4 4
мкм2-10-3
Фазовая
проницаемость по нефти, мкм2-10-3 2,7 2,7 3,5
Остаточная
водонасыщенность, 40 45 42
%
Коэффициент вытеснения, % 30 26 42
Максимальный
градиент прорыва агента, Па/м-105 4310 4720 2450
Заключение
Максимальный коэффициент нефтеизвлечения получен в лабораторном эксперименте с использованием насыпной модели №3, при том, что градиент давления прорыва газа минимален. Исходя из полученных результатов, для увеличения коэффициента извлечения нефти, более оптимальным является комплексный метод, включающий в себя закачку газового агента с дальнейшим довытеснением нефти пластовой водой.
В результате проведенных исследований можно отметить, что вытеснение нефти, для условий месторождений Западной Сибири, пластовой водой эффективнее, чем вытеснение дистиллированной водой.
Также результаты показали, что при предварительном прорыве газом (СО2), коэффициент вытеснения нефти пластовой водой на 10-15 % выше, чем при той же операции, но без прорыва газом.
ЛИТЕРАТУРА
1. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: Недра, 2002. - 254 с.
2. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Состояние и проблемы научного обеспечения методов увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №. 11. - С. 72-74.
3. Тананыхин Д.С. Исследование характера разрушения призабойной зоны скважин Гатчинского ПХГ и обоснование химического способа крепления слабосцементированных песчаников / Д.С. Тананыхин, А.А. Петухов, А.В. Петухов, И.Е. Долгий // Современные проблемы науки и образования. - 2012. -№3. - URL: http://www.science-education.ru/103-6432. 5 с.
4. Рассохин С.Г. Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов: дис. - СГ Рассохин. - М.: 2009.- 44 с.
5. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. - Рипол Классик, 2013. - 167 стр.
6. Ольховская В.А. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жесткого водонапорного режима (плоскорадиальное движение): метод. указ. / В.А. Ольховская - Самар. гос. техн. ун-т., Самара, 2011. - 48 с.
7. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дисс. канд. техн. наук/ П.В. Рощин - Санкт-Петербург, 2014. - 112 с.
8. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика: Учеб. пособие. / В.А.Ольховская; Самар. гос. техн. ун-т: Самара, 2007. - 177 с.
9. Тананыхин Д.С. Разработка химического способа обработки призабойной зоны для ограничения выноса песка в нефтяных скважинах / Д.С. Тананыхин, А.В. Петухов // Инженер-нефтяник. - 2012. - № 4. - С. 31-35.
10. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 365 с.
Рецензент: Петухов Александр Витальевич, доктор геолого-минералогических наук, профессор каф. РНГМ Национального минерально-сырьевого университета «Горный».
Tananykhin Dmitry Sergeevich
National mineral resources university (Mining university) Saint Petersburg, Russian Federation E-mail: [email protected]
Shagiakhmetov Artem Maratovich
National mineral resources university (Mining university) Saint Petersburg, Russian Federation E-mail: [email protected]
The development of energy-efficient technology to improve the oil recovery factor of unconsolidated reservoirs
Abstract. The analysis of up-to-date methods of improved oil recovery applied both in Russia and abroad is presented in the article. It is noted that hydrocarbon reserves will be enough for about 30 years at the current oil recovery factor and the available technologies in the oil and gas industry. Because in the foreseeable future the average values of oil recovery will not exceed 50 %, and the growth of reserves by the exploration methods cannot be infinite. Authors developed the methodology for carrying out laboratory studies. The results of laboratory experiments of determine the coefficient of oil displacement from slightly cemented terrigenous reservoirs of West Siberia by fresh water and gas (CO2) are presented. Authors analyzed the results and recommended the optimal method of oil displacement. Studies were carried out on the filtration unit Autoflood-700 with a maximum simulation of reservoir conditions by managing temperature and pressure. The main analyzed parameter was the coefficient of oil displacement by water and gas. Laboratory experiments for determine the coefficient of oil displacement was carried out in full correspondance with OST-195-86. Optimal displacing agent whose effect on the oil-saturated samples of semisonsolidated reservoir leads to the highest coefficient of displacement is recommended.
Keywords: research; analisys; laboratory unit; semiconsolidated reservoir; oil recovery factor; gas method of improved oil recovery; hydrocarbon reserves; thermobaric conditions; technique.
REFERENCES
1. Gazizov A.A. Uvelichenie nefteotdachi neodnorodnykh plastov na pozdney stadii razrabotki. - M.: Nedra, 2002. - 254 s.
2. Kryanev D.Yu., Zhdanov S.A. Sostoyanie i problemy nauchnogo obespecheniya metodov uvelicheniya nefteotdachi plastov // Neftyanoe khozyaystvo. - 2011. - №.11.
- S. 72-74.
3. Tananykhin D.S. Issledovanie kharaktera razrusheniya prizaboynoy zony skvazhin Gatchinskogo PKhG i obosnovanie khimicheskogo sposoba krepleniya slabostsementirovannykh peschanikov / D.S. Tananykhin, A.A. Petukhov, A.V. Petukhov, I.E. Dolgiy // Sovremennye problemy nauki i obrazovaniya. - 2012. - №3.
- URL: http://www.science-education.ru/103-6432. 5 s.
4. Rassokhin S.G. Fizicheskoe modelirovanie protsessov povysheniya uglevodorodootdachi plastov mestorozhdeniy prirodnykh gazov: dis. - SG Rassokhin.
- M.: 2009.- 44 s.
5. Khanin A.A. Porody-kollektory nefti i gaza i ikh izuchenie. - Ripol Klassik, 2013. -167 str.
6. Ol'khovskaya V.A. Raschet pokazateley razrabotki odnorodnogo plasta na osnove modeli dvukhfaznoy fil'tratsii dlya zhestkogo vodonapornogo rezhima (ploskoradial'noe dvizhenie): metod. ukaz. / V.A. Ol'khovskaya - Samar. gos. tekhn. un-t., Samara, 2011. - 48 s.
7. Roshchin P.V. Obosnovanie kompleksnoy tekhnologii obrabotki prizaboynoy zony plasta na zalezhakh vysokovyazkikh neftey s treshchinno-porovymi kollektorami: diss. kand. tekhn. nauk/ P.V. Roshchin - Sankt-Peterburg, 2014. - 112 s.
8. Ol'khovskaya V.A. Podzemnaya gidromekhanika: Ucheb. posobie. / V.A.Ol'khovskaya; Samar. gos. tekhn. un-t: Samara, 2007. - 177 s.
9. Tananykhin D.S. Razrabotka khimicheskogo sposoba obrabotki prizaboynoy zony dlya ogranicheniya vynosa peska v neftyanykh skvazhinakh / D.S. Tananykhin, A.V. Petukhov // Inzhener-neftyanik. - 2012. - № 4. - S. 31-35.
10. Zheltov Yu.P. Razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy: Ucheb. dlya vuzov. - M.: OAO «Izdatel'stvo «Nedra», 1998. - 365 s.
