close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) и использованием керновых моделей пласта и SLIM TUBE

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
ЛЯН МЭН
ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
ГАЗОМ (РАСТВОРИТЕЛЕМ) С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
КЕРНОВЫХ МОДЕЛЕЙ ПЛАСТА И SLIM TUBE
Специальность 25.00.17 – разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений (технические науки)
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва – 2017
Работа выполнена на кафедре физической и коллоидной химии федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования
«Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени
И.М. Губкина)
Научный руководитель:
Хлебников Вадим Николаевич
доктор технических наук, профессор
Официальные оппоненты:
Рассохин Сергей Геннадьевич
доктор технических наук, заместитель директора корпоративного центра исследований нефтегазовых пластовых систем (керн
и флюиды) ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Вольпин Сергей Григорьевич
кандидат технических наук, заведующий
отделом гидродинамических исследований
и моделирования в нефтегазовой отрасли
Федерального государственного учреждения «Федерального научного центра Научно-исследовательского института системных исследований Российской академии
наук» (ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН)
Ведущая организация:
АО «Всероссийский нефтегазовый научноисследовательский институт имени академика А.П. Крылова»
Защита состоится «__» месяца ______ г. в ______ часов в 701 аудитории на заседании диссертационного совета Д 002.076.01 при институте проблем нефти и газа
Российской академии наук (ИПНГ РАН) по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, дом 3.
С диссертацией можно ознакомиться на сайте ИПНГ РАН http://www.ipng.ru/.
Автореферат разослан «___»___________ 2017 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета Д 002.076.01,
кандидат технических наук
М.Н.Баганова
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Нефть является основным источником энергии и сырьем для нефтехимической промышленности. Основным методом добычи нефти
является заводнение. «Истощенные» пласты после заводнения содержат 50-90 %
начальных запасов нефти (среднее значение проектного КИН около 32-33 %). Заводнение не обеспечивает высокой степени извлечения нефти и не применимо в
условиях плотных коллекторов, для добычи сланцевой нефти и т.п.
Из низкопроницаемого коллектора возможно эффективно вытеснить нефть
только при использовании маловязкого вытесняющего флюида, значительного
снижения или полного подавления капиллярных сил (низкое или сверхнизкое поверхностное натяжение на границе нефть/вытесняющий агент). В процессе вытеснения нефти не должна снижаться проницаемость коллектора, например, за
счет набухания глинистых компонентов породы, отложения солей, выпадения
АСПО и т.п. Для эффективного вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов наиболее подходят газовые агенты. Газовые технологии также позволяют
повысить степень извлечения нефти из заводненных «истощенных» пластов
нефтяных месторождений на поздней стадии их разработки. Таким образом, арсенал методов добычи нефти необходимо дополнить газовыми агентами и растворителями для повышения нефтеотдачи и добычи трудноизвлекаемых запасов
нефти. Предпринятые в последнее время усилия по снижению объемов попутнодобываемого нефтяного газа (ПНГ) вынуждают нефтяников также обратиться к
технологии обратной закачки этого агента в нефтяной пласт.
При разработке и проектировании газовых технологий добычи нефти важным вопросом является определение условий (уровня) смесимости закачиваемого
газа и пластовой нефти, как фактора, определяющего эффективность вытеснения
нефти из пласта. Для повышения качества и надежности технических и технологических решений при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти требуется
повысить уровень исследовательских и проектных работ. Необходимо выявить
наиболее надежный метод лабораторного исследования смесимости газа и пластовой нефти, для чего недостаточно проводить исследования по традиционной
3
методике с керновыми моделями пласта, по ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Также
необходимо обосновать перспективность применения ПНГ и закачки воздуха для
добычи нефти и повышения нефтеотдачи месторождений.
Цель работы: повышение уровня физического моделирования вытеснения
нефти газовыми агентами (растворителями) и более полного выявления нефтевытесняющих свойств газовых агентов, в том числе таких, как ПНГ и продукта
внутрипластовой трансформации воздуха при термогазовом методе воздействия
(ТГВ).
Основные задачи исследования:
1. Сопоставительное исследование различных газовых агентов с использованием керновых моделей пласта по ОСТ 39-195-86 и slim tube для определения
возможностей физического моделирования смешивающегося вытеснения нефти
газами и растворителями.
2. Уточнить методику применения slim tube, как способа получения достоверных и надежных экспериментальных данных по вытеснению нефти газом,
привлечь внимание экспериментаторов к этому методу лабораторного исследования, продемонстрировать и оценить его возможности и ограничения.
3. Определить области применения керновых моделей пласта и slim tube для
обеспечения современного уровня исследования смешивающихся агентов при
разработке методов добычи трудноизвлекаемых запасов нефти.
4. Определение нефтевытесняющей эффективности продукта внутрипластовой трансформации воздуха при термогазовом методе воздействия и ПНГ в условиях типичного крупного месторождения Западной Сибири.
Научная новизна. Впервые сопоставлены результаты моделирования вытеснения нефти газовыми агентами с разным уровнем смесимости из пористых
сред различных геометрических характеристик. Обнаружено, что для надежного
тестирования смешивающихся агентов необходимо добиться завершения процессов массообмена между нефтью и газовым флюидом, что требует значительного
пути фильтрации.
4
Показано, что керновые модели пласта (по ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод
определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях) не
моделируют вытеснение нефти смешивающимися агентами и, чем выше степень
смесимости (глубже массообмен) между газом и нефтью, тем хуже керновая модель позволяет выявить нефтевытесняющие характеристики флюида. Для полного
выявления нефтевытесняющих характеристик смешивающихся флюидов необходимо использовать насыпные модели пласта значительной длины (slim tube).
Показано, на примере типичного восточно-сибирского месторождения, что
керновые модели пласта при применении смешивающихся флюидов позволяют
надежно выявить возможные осложнения при их применении для добычи нефти
(например, из-за кольматации пористой среды и т.п.).
Практическая ценность:
Результаты работы позволяют повысить уровень лабораторного тестирования смешивающихся флюидов для добычи нефти. Показано, что наиболее полную
и надежную информацию о применении смешивающегося агента можно получить
при одновременном использовании slim tube (оценка уровня смесимости нефти и
агента) и линейных керновых моделях пласта (для оценки фильтрационных
свойств флюидов).
Обнаружено, что при закачивании диоксида углерода в пласты с высокоминерализованной водой возможно затухание фильтрации, по-видимому, из-за выпадения осадков солей.
Показана высокая нефтевытесняющая активность продукта внутрипластовой трансформации воздуха при термогазовом методе воздействия в условиях типичного крупного месторождения Западной Сибири (сопоставимая с нефтевытесняющей способностью «жирного» ПНГ).
Апробация работы. Основные результаты исследований были представлены на Международной конференции «Фазовые превращения в углеводородных
флюидах: теория и эксперимент» (г. Москва, 14-15 сентября 2016 г.); 70-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ - 2016» (г. Москва,
18-20 апреля 2016 г.); ХХI ГУБКИНСКИХ ЧТЕНИЯХ «Фундаментальный базис и
5
инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений
нефти и газа» (г. Москва, 24-25 марта 2016 г.); XI Всероссийской научнотехнической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 8-10 февраля 2016 г.); 7th International Youth Scientific
and Practical Congress “Oil and Gas Horizons” (Moscow, 24-26 November 2015 г.);
Международной молодежной конференции «Наукоемкие технологии в решении
проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, 23-29 ноября 2014 г.); 6th International
Student Scientific and Practical Conference “Oil and Gas Horizons” (Moscow, 24-26
November 2014 г.); I Международной (IX Всероссийской) научно-практической
конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 26 июня 2014 г.).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 2 статьи в журналах из перечня ВАК, 2 статьи в иностранных журналах, индексируемых SCOPUS,
и 8 тезисов докладов в сборниках материалов научно-технических конференций.
Объем и структура работы. Диссертация изложена на 118 страницах и содержит 24 таблицы и 30 рисунков. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка использованной литературы, который включает в себя 157
наименований.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность и перспективность использования
газовых флюидов для повышения КИН месторождений и необходимость повышения уровня лабораторного физического моделирования пластовых процессов
при обосновании применения газовых агентов и растворителей в технологиях добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Сформулированы цели и задачи
исследования, представлены научная новизна и практическая значимость работы.
В первой главе содержится обзор литературы по взаимодействию нефти и
газов, описаны современные газовые технологии добычи нефти и повышения
нефтеотдачи пластов.
Наиболее заметным изменением свойств нефти при растворении в ней газа
является снижение вязкости нефти. CO2 и сжиженный газ в наибольшей степени
снижают вязкость нефти, что объясняется их высокой растворимостью. Чем выше
6
вязкость нефти, тем в большей степени насыщение ее газом снижает вязкость.
Особенно сильно газ снижает вязкость тяжелой нефти.
При растворении газа в нефти происходит увеличение объема (набухание)
нефти. Растворение CO2 приводит к увеличению объема нефти на 10-60 %, а жирный углеводородный газ обладает также высокой способностью увеличивать объем нефти. Примеси в CO2 (воздух или метан) снижают степень набухания нефти,
т.к. примеси снижают растворимость CO2 в нефти.
Растворение газа в нефти вызывает снижение межфазного натяжения (IFT)
на границе раздела нефть/газ. При снижении IFT до низких и сверхнизких значений остаточная нефтенасыщенность стремится к нулю. Кроме температуры и давления, на снижение IFT оказывают влияние составы нефти и газа. По влиянию на
IFT CO2 эффективнее, чем CH4 или N2. Повышение содержания асфальтенов в
нефти приводит к увеличению IFT между нефтью и CO2.
При растворении в нефти газов (особенно, СО2) может происходить образование отложений асфальтенов из-за снижения стабильности дисперсии асфальтенов в нефти. Образование отложений асфальтенов отрицательно влияет на нефтеотдачу пластов, т.к. приводит к снижению пористости и проницаемости.
Эффективность вытеснения нефти газом (растворителем) определяется составом нефти и вытесняющего газового флюида, температурой и давлением. Максимальное вытеснение нефти происходит при полном подавлении капиллярных
сил, что обеспечивается смешивающимся вытеснением. Для низкопроницаемых
коллекторов снижение межфазного натяжения до сверхнизких значений (или нуля) способствует проникновению флюида в малые по размеру поры. Смешивающееся вытеснение обычно подразделяют на смешивающееся вытеснение при первом контакте, когда вытесняющий флюид и нефть являются смешивающимися
жидкостями, и многоконтактное, когда смесимость достигается в результате массообмена между флюидами. Для достижения многоконтактной смесимости требуется достаточно большое время и путь фильтрации газа в нефтенасыщенной пористой среде. Если массообмен между нефтью и газовым агентом не приводит к
достижению
полной
смесимости,
то
7
имеет
место
режим
ограниченно-
смешивающегося вытеснения нефти газом. Ограниченно-смешивающийся режим
менее эффективен, чем режим полной смесимости. Если массообмен между
нефтью и газом незначительно влияет на состав и свойства флюидов, то имеет место наименее эффективное несмешивающееся вытеснение нефти газом.
Давление значительно влияет на процесс смесимости между нефтью и газом. В настоящее время предложена концепция минимального давления смесимости (МДС), т.е. минимального давления, при котором достигается многоконтактная смесимость между нефтью и газом. Легче всего смесимость достигается в
случае легкой нефти и жирного газа (растворителя). Наиболее высокие значения
МДС наблюдают в случае вытеснения нефти метаном и азотом. Повышение содержания углеводородов С3+ в газе снижает МДС и т.д. Температура облегчает
переход средних компонентов в газ, но уменьшает растворимость газов в нефти,
поэтому оказывает сложное влияние на смесимость – может, как повышать, так и
снижать МДС. При вытеснении нефти СО2 рост температуры увеличивает МДС.
Для определения МДС применяют: метод slim tube (насыпных моделей пласта значительной длины и малого диаметра), метод всплывающего пузырька (Rising Bubble Apparatus – RBA),метод, основанный на измерении поверхностного
натяжения (Vanishing Interfacial Tension - VIT), и метод построения тройных диаграмм. В методе slim tube МДС считается минимальным давлением, при котором
достигается степень вытеснения нефти 90-95 % и более, после прокачки 1,01,5 п.о. газа. Обычно МДС определяется по перегибу на кривой зависимости степени вытеснения нефти от давления. В методе RBA определяют MДС визуально
по форме и плотности пузырька газовой фазы. Данный метод носит полуколичественный характер. Построение тройных диаграмм очень трудоемко и проводят
его в основном с дегазированной нефтью. В литературе имеется всего несколько
примеров определения режима смесимости газа и нефти с использованием тройных диаграмм. Метод VIT требует вискозиметра (сталагмометра) высокого давления и основан на построении зависимости IFT от давления. Значение IFT, измеряемое сталагмометром, составляет 0,1-0,2 мН/м и выше, поэтому ограниченно
смешивающийся и смешивающийся режимы вытеснения сложно различить.
8
Предложены и другие методы для определения MДС, которые пока не являются
общепринятыми. Наиболее надежной считается методика slim tube, которая используется как базовая при определении надежности всех прочих методов определения МДС.
Среди газовых агентов для вытеснения нефти наиболее доступным и дешевым является воздух. Предложен метод термогазового воздействия – ТГВ (закачки воздуха высокого давления - HPAI), основанный на внутрипластовой трансформации закаченного воздуха в эффективный газовый агент за счет внутрипластовых низкотемпературных окислительных процессов. ТГВ принципиально отличен от всех вариантов внутрипластового горения (сухого, влажного и супервлажного горения) тем, что по механизму воздействия он относится к газовым
методам, а не к тепловым. При окислении нефти происходит выделение тепла,
образование диоксида углерода, испарение углеводородных газов и легких жидких углеводородов. В результате формируется нефтевытесняющая оторочка (N2 +
CO2 + смесь газообразных и легких жидких углеводородов), которая способна
значительно увеличить степень вытеснения нефти из пласта. Метод ТГВ является
эффективным и безопасным процессом. Наиболее показателен опыт месторождения Буффало (США), где за 30 лет без проблем и аварий было закачено в пласт
7,42*109 м3 воздуха, что позволило добыть более 2,5 млн. т дополнительной
нефти.
Успешность метода закачки газа в пласт в значительной степени зависит от
степени охвата пласта флюидом. Основным недостатком газа, как вытесняющего
агента, является неустойчивость фронта вытеснения из-за большой разницы в
вязкости и плотности газа и нефти, и, как следствие, быстрый прорыв газа к добывающим скважинам. Для регулирования в пласте фронта вытеснения нефти газом применяются следующие способы:
• водогазовое воздействие (ВГВ), которое заключается в последовательной, чередующейся или одновременной закачке газа и воды;
• применение пенообразующих составов (растворов ПАВ);
9
• технические приемы (закачка газа в верхние интервалы пласта, а отбор
жидкости из нижних, использование горизонтальных скважин для закачки газа и
отбора нефти и т.д.);
• использование потокоотклоняющих технологий, для уменьшения (прекращения) движения флюидов в проницаемые пропластки неоднородного пласта.
При проведении лабораторных экспериментальных исследований важно
знать насколько полно и точно результаты отражают явления, происходящие в
моделируемом пласте. При физическом моделировании нефтяных и газовых пластов наиболее сложно воспроизвести масштабный фактор L/√K (L – длина пористой среды, K – проницаемость), т.е. несоизмеримостью размеров пласта и его
физической модели. Рассмотрение этой проблемы в классических работах
Д.А.Эфроса и В.П.Оноприенко показало, что невозможно точное физическое моделирование даже процесса одномерного вытеснения нефти водой. Решение проблемы моделирования заключается в нахождении условий автомодельности процесса (получение критериев подобия), что позволяет перенести результаты лабораторных опытов на реальные объекты.
С учетом выводов Д.А.Эфроса и В.П.Оноприенко был разработан отраслевой стандарт ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, который считается в России наиболее
надежным методом физического моделирования пластовых процессов. ОСТ 39195-86 разработан для физического моделирования вытеснения нефти водой, однако в России он применяется для исследования и моделирования вытеснения
нефти газами, т.е. смешивающегося вытеснения.
Повышение нефтеотдачи пластов, добыча нефти из низкопроницаемых коллекторов и сланцев требует применения газовых и смешивающихся агентов для
добычи нефти, т.к. высокий уровень смесимости между газом и нефтью позволяет
уменьшить (подавить) капиллярные силы. Поэтому тип смесимости газового
агента и нефти необходимо определить точно. Смешивающееся вытеснение нефти
обычно достигается по многоконтактному механизму, что требует значительного
фильтрационного пути. Часть пласта, в которой в результате массообмена дости10
гается многоконтактная смесимость, называется переходной зоной (зона изменения состава контактирующих фаз), т.е. для исследования многоконтактной смесимости необходимо использовать значительные по длине модели пласта. Исследование вытеснения нефти газом с использованием коротких моделей пласта,
длина которых уступает или соизмерима с переходной зоной, может дать искаженные результаты. Для повышения качества физического моделирования вытеснения нефти газами (растворителями) необходимо сопоставить данные по вытеснению нефти из керновых моделей пласта и из slim tubе, т.е. сопоставление результатов наиболее известных методов физического моделирования. Важно это
сравнение провести с различными газами и растворителями применительно к
условиям
одного
месторождения
при
несмешивающемся,
ограниченно-
смешивающемся и смешивающемся вытеснении нефти, т.е. сопоставить результаты при различной глубине массообмена между нефтью и газом.
Во второй главе приведено описание методик проведения фильтрационных
исследований, подготовки керна, моделей пласта, нефти и воды.
В главе 3 описаны результаты экспериментальных исследований по вытеснению рекомбинированных моделей нефти из керновых моделей пласта и slim
tubе в термобарических условиях месторождений.
Результаты исследования вытеснения нефти из слим-моделей пласта
усть-кутского горизонта Северо-Могдинского месторождения. Нефть из низкопроницаемых моделей пласта Северо-Могдинского месторождения вытесняли
CH4, N2, моделью ПНГ, жидким СО2, и, последовательно, пропан-бутановой
фракцией (ПБФ) и метаном. Основные результаты эксперимента приведены в
таблице 1, типичные динамики вытеснения приведены на рисунках 1-2.
Результаты исследования вытеснения нефти при закачке CH4, N2, моделью
ПНГ, жидким СО2 с использованием составных керновых моделей пласта СевероМогдинского месторождения приведены в таблице 2, типичные динамики вытеснения приведены на рисунках 3-4.
11
Таблица 1 − Результаты опытов slim tubе Северо-Могдинского месторождения
Начальная нефтенасыщенность – 100 %, длина – 990 см, диаметр – 0,8 см, средние проницаемости: по газу – 31 мкм2, по керосину – 17,4 мкм2, по нефти – 16,5 мкм2
Опыт
Флюид
Объем за- Скорость
ДавлеКоэффи- Прорыв
Т, °C
качки, п.о.
закачивание,
циент вы- газа,
ния, мл/час
МПа
теснения п.о.
нефти, %
1/СМ
Керосин 2,09
24
24,2
2,0
Нефть
1,50
12
19,1
21,7
1,20
12
19,2
21,7
38,3
0,21
Метан
1,29
38,5
2/СМ
Керосин 4,02
24
24,2
2,0
Нефть
1,51
12
19,4
21,7
1,20
12
19,2
21,7
19,1
0,13
Азот
1,345
19,2
7/СМ
Керосин 3,24
30
22,3
10,0
Нефть
1,51
12
19,0
21,7
1,20
12
19,2
21,7
68,3
0,255
ПНГ
1,31
69,7
6/СМ
Керосин 2,77
30
23,6
10
Нефть
1,306
12
19
21,7
1,2
12
19
21,7
94,8
0,85Угле0,87
кислота 1,56
95,8
8/СМ
Керосин 2,14
27
25,7
10
Нефть
1,37
12
19,2
21,7
0,20
12
19,2
21,7
20
ПБФ
1,0
12
19,2
21,7
96,7
0,905
Метан
1,26
97,1
80
0,2
Bнефть, %
Вгаз, %
Qподача, мл/час
dP, МПа
60
0,18
0,16
0,14
50
0,12
40
0,1
0,08
30
0,06
20
Перепад давления, МПа
Количество флюидов на выходе, % от
п.о.
Скорость закачки газа, мл/час
70
0,04
10
0,02
0
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
Объем закачки метана, п.о.
Рисунок 1 − Динамика вытеснения нефти метаном (опыт Слим 1/СМ)
12
Внефть, %
Перепад давления*100,
МПа
ГФ, м3/м3
90
Коэффициент вытеснения нефти, %
Перепад давления*100, МПа
100000
80
10000
70
60
50
1000
40
30
100
20
Газовый фактор, м3/м3
100
10
10
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
Объем закачки углекислоты, п.о.
Рисунок 2 − Динамика вытеснения нефти углекислотой (опыт Слим 6/СМ)
2,5
Bнефть, %
Вгаз, %
Перепад давления, МПа
180
160
2
140
120
1,5
100
80
1
60
40
0,5
Перепад давления, МПа
Количество флюидов на выходе, % от
н.п.о.
200
20
0
0
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
Объем закачки ПНГ, п.о.
1,2
60
1
50
dP, МПа
Qподача
Внефть, %
0,8
40
0,6
30
0,4
20
0,2
10
0
Степень вытеснения нефти, %
Перепад давления, МПа
Скорость подачи, мл/час
Рисунок 3. − Динамика вытеснения нефти ПНГ (опыт СМ4)
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
Объем закачки углекислоты, п.о.
Рисунок 4 − Динамика вытеснения нефти углекислотой (опыт СМ3)
13
Опыт
СМ1
СМ2
СМ4
СМ3
СМ5
Номер
опыта
Слим 1П
Слим 2П
Слим 3П
Таблица 2 − Результаты фильтрационных опытов с керновыми моделями пласта Северо-Могдинского месторождения
Давление – 21,7 МПа, температура 19,2 °C
3
Проницаемость*10 ,
Флюид
Объем
Перепад давления,
Скорость Коэффициент НефтенасыПримечание
мкм2
закачки,
МПа
закачивавытеснения
щенность, %
п.о.
ния,
нефти, %
по га- по кепо
МаксиКонечмл/час
зу
роси- нефти
мальный
ный
ну
7,99
0,55
0,27
Метан
2,48
0,364
0,088
1,19
21,5
45
7,24
0,080
0,070
Азот
0,54
1,32
1,084
0,3
42,4
7,46
0,026
0,019
ПНГ
3,76
1,35
1,35
3,0
41
31
6,97
0,07
0,07
Углекисло1,54
0,904
1,95
0-0,6
52
25
Затухание
та
фильтрации
4,58
0,098
0,091
Вода
0,57
2,06
2,06
0,0127
38
38,9
-«-
Закачиваемый
флюид
Вода
Керосин
Нефть
Модель ПНГ
Вода
Керосин
Нефть
Модель газа ТГВ
Вода
Керосин
Нефть
Модель газа ТГВ
Таблица 3 − Результаты опытов slim tubе в условиях Приобского месторождения
Объем закачки,
Насыщенность, %
Скорость
Коэффициент
п.о.
фильтравытеснения
водой
органической
ции, мл/час
нефти, %
фазой
2,1
100
0
45
4,2
20
80
30
2,1
20
80
21
1,01
20
6,3
10
92,1
2,2
100
0
45
3,3
24
76
30
2,0
24
76
21
1,0
24
5,3
19,5
93,0
2,4
100
0
45
4,0
21
79
30
2,0
21
79
21
1,0
20
12,6
19,5
84,0
14
Давление,
МПа
Температура, °C
0
0
14
27
0
0
14
27
0
0
14
27
20-24
20-24
20-24
92
20-24
20-24
20-24
92
20-24
20-24
20-24
92
Результаты тестирования нефтевытесняющей способности модели газа
ТГВ в термобарических условиях Приобского месторождения. Характеристика использованных моделей пласта и результаты проведенных экспериментов
приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 4 − Характеристика slim tubе (длина – 9,9 м, диаметр – 0,8 см)
Параметр
Поровый объем, мл
Объем нефти в модели пласта, мл
Начальная нефтенасыщенность, %
Проницаемость по газу, мкм2
Проницаемость по воде, мкм2
Проницаемость по керосину с
остаточной водой, мкм2
Приобское месторождение
Слим
Слим
Слим
1П
2П
3П
175
175
175
140
132,3
138
80
76
79
31,3
31,8
25,9
8,64
18
11,1
8,06
11,4
10,5
Восточно-Перевальное
месторождение
Слим 3/ВП Слим 4/ВП
176
138,4
78,6
17,2
10,4
176
176
100
18,6
-
Результаты оценки влияния остаточной воды на результаты вытеснения нефти ПНГ из slim tubе. Результаты тестирования ПНГ в термобарических
условиях Приобского месторождения приведены в таблицах 4 и 5.
Таблица 5 − Результаты фильтрационных опытов в термобарических условиях ВосточноПеревального месторождения
Опыт
Эт
ап
Закачивае- Объем
мый флюид качки,
н.п.о.
Слим
3/ВП
1
2
3
Вода
Керосин
Модель
нефти
Модель
ПНГ
4
Слим
4/ВП
1
2
3
Керосин
Модель
нефти
Модель
ПНГ
3,03
6,03
1,46
за- Коэффициент вытеснения
нефти, %
-
Скорость
закачивания, мл/час
Противодавление,
МПа
Температура,
°C
23,8
18
12
2,0
0
25
28,6
28,6
25,2
0,60
1,0
1,2
1,4
1,43
1,56
1,41
60,0
74,9
78,2
83,6
83,6
-
18
25
92
18
15
3,0
25
24,6
25,8
0,60
1,0
1,2
1,4
1,55
60
81,2
81,9
82,4
82,6
24
25
92
Глава 4 (обсуждение результатов). В последние годы в стране появился интерес к газовым методам добычи нефти, которые необходимы в случае разработки
низкопроницаемых плотных коллекторов нефти и для квалифицированной утилизации ПНГ. В России основным методом физического моделирования вытеснения
нефти из пластов являются исследования по ОСТ 39-195-86 с использованием
керновых моделей пласта, в том числе и при вытеснении нефти газами. ОСТ 39195-86 разработан для определения в лабораторных условиях коэффициента вытеснения нефти водой, т.е. процесса, исключающего массообмен между нефтью и
вытесняющим флюидом (водой), в то время как между нефтью и газовыми агентами (растворителями) происходит обмен компонентами. Для моделирования
массообмена между нефтью и газами используют модели пласта в виде тонких
трубок значительной длины (slim tube). Необходимо сопоставить ОСТ 39-195-86 и
slim tube при вытеснении нефти газами и растворителями с различным уровнем
массообмена с нефтью. Исследование проводили применительно к условиям Северо-Могдинского нефтяного месторождения Восточной Сибири с низкопроницаемым карбонатным коллектором и маловязкой нефтью. Было проведено сопоставление результатов вытеснения нефти из slim tube и керновых моделей пласта
CH4, N2, моделью ПНГ и жидким СО2 (таблица 6).
Таблица 6 − Сопоставление результатов опытов с использованием slim tube и составных керновых моделей пласта
Вытес- Режим вытес- Результаты вытеснения Результаты вытеснения Разность коняюнения нефти
нефти из slim tube (1,2 нефти из составных кер- эффициенщий
п.о.)
новых моделей пласта
тов вытеснеагент
ния нефти из
КоэффициПрорыв Коэффициент Прорыв slim tube и
ент вытесне- флюивытеснения,
флюида, керновой
ния, %
да, п.о.
%
п.о.
модели пласта, %
Азот
Несмешиваю19,1
0,13
21
0,13
~0
щийся
Метан
38,3
0,21
21,5
0,20
16,8
ПНГ
Ограниченно68,3
0,225
41
0,25
27,3
смешивающийся
УглеСмешиваю94,8
0,8552
~0,30
42,8
кислота щийся
0,87
16
В случае slim tube максимальная степень вытеснения нефти наблюдалась в
случае СО2 (94,8 % после закачивания 1,2 п.о. СО2), т.е. наблюдался смешивающийся режим вытеснения нефти. Прочие флюиды имеют меньшую эффективность: ПНГ обеспечивает ограниченную смесимость, CH4 и N2 являются несмешивающимися агентами. Прорыв газа происходит тем позже, чем выше степень
вытеснения нефти (таблица 6).
При вытеснении нефти из керновых моделей пласта Северо-Могдинского
месторождения газами и углекислотой (таблица 6) происходил быстрый рост перепада давления, что связано с движением (фильтрацией) нефти и газа через низкопроницаемые пористые среды. Затем происходило снижение перепада давления
и прорыв газа. Основное количество нефти вытеснялось в поршневом режиме до
прорыва газа, после чего вытеснение нефти быстро прекращалось. При использовании керновых моделей N2 и CН4 показывают практически одинаковые нефтевытесняющие свойства, а ПНГ и CO2 имеют заметно лучшие нефтевытесняющие характеристики.
Сопоставление результатов по вытеснению нефти инертными газами из составных керновых моделей пласта, с результатами опытов со слим-моделями пласта показывает следующее (таблица 6):
• Коэффициенты вытеснения нефти из керновых моделей пласта для метана,
ПНГ и СО2 значительно ниже, чем при использовании slim tube;
• В случае азота наблюдаются близкие значения коэффициентов вытеснения
нефти из керновой модели пласта и slim tube;
• Прорыв азота, метана и ПНГ при использовании обоих типов моделей пласта происходит практически одновременно;
• Прорыв СО2 в случае керновой модели пласта происходит значительно
раньше, чем в случае slim tube.
При вытеснении нефти углекислотой из керновой модели пласта (рисунок
4) наблюдали, что после закачки 1,35-1,4 п.о. СО2 перепад давления резко увеличивается и происходит затухание фильтрации. Вероятной причиной затухания
17
фильтрации является выпадение солей из высокоминерализованной погребенной
воды под действием СО2.
Исследование показало, чем выше степень смесимости между нефтью и газовым агентом, тем больше различие коэффициентов вытеснения нефти из slim
tube и из керновой модели пласта (таблица 6), т.е. чем глубже массообмен между
нефтью и флюидом, тем большее влияние на результаты вытеснения нефти оказывает длина модели пласта. По-видимому, при использовании керновой модели
пласта переходная зона при много контактной смесимости больше или соизмерима с длиной модели пласта, поэтому наблюдаются относительно небольшие коэффициенты вытеснения нефти (по сравнению со slim tube). Таким образом, длина модели пласта при тестировании газовых агентов должна значительно превышать длину переходной зоны, т.е., согласно литературным данным, быть не менее
7-8 м длиной, что и обеспечивает применение slim tube.
Керновые модели пласта по ОСТ 39-195-86 имеют длину, недостаточную
для завершения массообменных процессов между газом и нефтью при смешивающемся вытеснении, однако позволяют получить достоверные результаты в случае несмешивающегося вытеснения нефти. Так, при вытеснении нефти азотом реализуется жестко несмешивающийся режим, массообмен не влияет на процесс
вытеснения нефти, что объясняет близость коэффициентов вытеснения нефти из
керновой модели пласта и из slim tube (таблица 6).
Тестирование нефтевытесняющей способности газовых агентов и растворителей с применением составных керновых моделей пласта не дает достоверной
картины. Так в керновых моделях пласта нефтевытесняющая способность азота и
метана практически одинакова, а по данным slim tube имеется различие в два раза
(таблица 6) и т.п. Необходимо с большой осторожностью относиться к результатам использования керновых моделей пласта для сопоставления различных газовых агентов и влияния состава флюида на его нефтевытесняющие свойства, что
важно при выборе флюида для воздействия.
Между керновыми моделями пласта и slim tube существует значительное
различие по проницаемости, т.е. по размерам пор. Размеры пор определяют раз18
меры (дисперсность) частиц несмешивающихся фаз нефти и газового агента, т.е. в
условиях низкопроницаемых керновых моделей пласта дисперсность движущихся
фаз нефти и газа выше, чем в высокопроницаемой насыпной модели пласта (slim
tube). Особенно большое значение это имеет в переходной зоне, в которой достигается многоконтактная смесимость (или равновесие при массообмене). После достижения смесимости полное подавление капиллярных сил приводит к переходу
двухфазного потока в однофазный, т.е. влияние дисперсности фаз будет уменьшено.
Повышение дисперсности приводит к увеличению площади контакта нефти
и флюида, что при условии одинаковости состава и свойств нефти и выбранного
газа, температуры и давления (как в настоящем исследовании) ускоряет и облегчает молекулярную диффузию. Несмотря на вышеуказанное, экспериментальные
факты показывают, что при применении slim tube смесимость может быть достигнута, а в керновой модели достигнуть ее не удается. По-видимому, в условиях высокопроницаемой насыпной модели пласта определенный вклад в ускорение массообмена (что сокращает переходную зону) между нефтью и флюидом вносит
конвекция.
Условия массообмена между нефтью и флюидом зависят от состава и
свойств нефти и флюида, температуры и давления, а также свойств пористой среды. Методика исследования должна обеспечить надежность определения уровня
смесимости (массообмена) вне зависимости от конкретного случая (условий месторождения). Определить условия массообмена в реальном керне точно невозможно и поэтому нет возможности использовать керновые модели для однозначного тестирования смешивающихся флюидов. Slim tube может быть использована
как одномерная модель пласта (линия тока), рассчитанная на моделирование
только одного процесса – массообмена между нефтью и флюидом, что позволяет
ее использовать для сопоставительного тестирования в лабораторных условиях
разных флюидов в широком интервале условий нефтяных месторождений. Получаемый при использовании slim tube коэффициент вытеснения нефти является за19
вышенным, т.к. не учитывает структуры порового пространства породы пласта и
наличия тупиковых пор в естественном керне.
Данные об уровне смесимости между нефтью и газом, полученные с помощью slim tube, могут быть применены для условий значительно более низкопроницаемых пористых сред, т.к. согласно литературе (M. Khoshghadam, 2015), в
плотных кернах смесимость достигается легче (при более низких давлениях), чем
в проницаемых.
Основными силами, препятствующими вытеснению нефти из пласта, являются вязкостные и капиллярные силы. Для добычи нефти из низкопроницаемых
коллекторов важно подавить капиллярные силы, т.е. снизить IFT. Увеличение
степени смесимости между газом и нефтью сопровождается снижением IFT до
нуля (при смешивающемся режиме). Инертные газы (азот, метан, ПНГ) в условиях Северо-Могдинского месторождения не обеспечивают высокого уровня смесимости, однако эти газы являются наиболее доступными агентами, поэтому
необходимо повысить уровень смесимости. Повысить уровень смесимости между
нефтью и газом можно, если закачать перед газом предоторочку углеводородов
С3+. Исследование влияния предоторочки ПБФ на нефтевытесняющие характеристики метана (таблица 1) показало: последовательная закачка 0,2 п.о. ПБФ и
1,0 п.о. метана позволяет добиться смешивающегося режима вытеснения нефти,
т.е. значительно повысить эффективность вытеснения нефти. Данный пример показывает возможности использования методики slim tube для оптимизации состава вытесняющего флюида.
Керновая модель имеет преимущество над slim tube в том, что она воспроизводит проницаемость, структуру пор и минералогический состав коллектора.
Поэтому в случае сложных коллекторов нефти необходимо обязательно проводить фильтрацию по ОСТ 39-195-86 для исследования фильтрационных характеристик флюидов и для выявления возможных осложнений при их применении.
Оценка нефтевытесняющей эффективности газового агента ТГВ. Была
проведена оценка нефтевытесняющей способности газового агента – продукта
внутрипластовой трансформации воздуха при ТГВ с использованием slim tube и
20
керновой модели пласта. ТГВ является эффективным методом добычи нефти, однако нефтевытесняющие свойства газового агента ТГВ до сих пор не исследованы. Важно также сопоставить эффективность агента ТГВ и ПНГ, что было выполнено на примере Приобского месторождения, характеризующегося легкой
нефтью, высокой пластовой температурой и низкой проницаемостью коллектора.
При вытеснении нефти Приобского месторождения ПНГ (скорость фильтрации 12 мл/час) был достигнут коэффициент вытеснения нефти, равный 92 %,
т.е. реализуется режим многоконтактного смешивающегося вытеснения (таблица 3). В опытах №2-П и №3-П при тестировании модельной газовой смеси ТГВ в
результате закачки 1 п.о. газа получили коэффициенты вытеснения нефти, равные
84 и 93 %, при скоростях фильтрации 12 и 21 мл/час, соответственно (таблица 3).
Таким образом, газовый агент ТГВ показывает эффективность, близкую к жирному ПНГ, и будет эффективным агентом в условиях западно-сибирских пластов.
Для сравнения с результатами slim tube использовали результаты опыта по
ОСТ 39-195-86, любезно предоставленные к.х.н. Телиным А.Г. (таблица 7).
Таблица 7 − Характеристики керновой модели пласта Приобского месторождения
(керн пластов АС10 + АС12) и результаты фильтрационного эксперимента
Характеристика керновой модели пласта
Диаметр,
Пористость, Проницаемос
Начальная
Количество
Длина,
см
%
ть
по
воздуху,
нефтенасыще
образцов, шт.
см
мкм2
нность, %
28
88,17
2,74
16,08
0,0043
56,02
Результаты вытеснения нефти моделью газа ТГВ
Объем
Перепад давления,
Степень выНасыСкорость ПротиТемпезакачки,
МПа
теснения
щенность
фильводавле- ратура,
п.о.
нефти, %
нефтью,
трации,
ние,
максиконечный
°C
%
мл/час
МПа
мальный
2,23
0,119
0,0688
75,4
13,76
0,45
27
92
Сопоставление результатов опытов по вытеснению нефти газом ТГВ из
длинной керновой модели пласта и из slim tube показывает, что коэффициент вытеснения нефти в случае керновой модели пласта значительно ниже. После прокачки 1 п.о. газовой смеси через керновую модель пласта из нее было вытеснено
60,7 % нефти, что значительно меньше, чем из slim tube (84-93 %). Длительная
фильтрация большого объема модели газа ТГВ (эксперимент продолжался
21
17 суток, объем закачки газа – 2,23 п.о.) также не позволила достигнуть эффективности вытеснения нефти газом из slim tube. Основная причина различия результатов в том, что длина керновой модели пласта явно недостаточна для достижения многоконтактной смесимости между нефтью и газом.
Оценка влияния остаточной воды на вытеснение нефти из slim tube.
Slim tube предназначены для моделирования только одного пластового процесса –
массообмена между газом (растворителем) и нефтью при выбранном давлении и
температуре и используют рекомбинированную (пластовую) нефть. Прочие параметры: вещественный состав породы, проницаемость, остаточная водонасыщенность и т.п. обычно не воспроизводят в эксперименте. Опыт нефтяной науки показывает важность наличия остаточной воды в пористых средах при моделировании вытеснения нефти. Для оценки влияния остаточной (погребенной) воды на
вытеснение нефти из slim tube исследовали в термобарических условиях Восточно-Перевального месторождения.
Сопоставление результатов опытов 3/ВП и 4/ВП показывает (таблица 5), что
прорыв газа в обоих опытах происходит одновременно (при объеме закачки
0,6 п.о.), т.е. остаточная вода не влияет на процесс многоконтактной смесимости
между нефтью и газом. После прорыва газа динамики вытеснения нефти различаются, однако различие между результатами экспериментами 3/ВП и 4/ВП
уменьшается по мере увеличения объема закачки газа. При объеме прокачки газа
в 1,2 п.о. различие в результатах экспериментов 3/ВП (78,2 %) и 4/ВП (81,9 %)
становится небольшим и сопоставимым с обычной неопределенностью фильтрационных экспериментов. Показано, что объем закачивания агента в количестве
1,2 п.о. достаточен для надежного определения уровня смесимости между газом и
нефтью, а влияние остаточной воды на процесс вытеснения нефти газом незначителен.
Выводы
1. Показано, что использование в фильтрационных экспериментах по вытеснению нефти смешивающихся агентов (газов, растворителей) керновых моделей пласта не позволяет полностью выявить нефтевытесняющие характеристики
22
флюидов, что объясняется невозможностью достичь многоконтактной смесимости при коротком пути фильтрации. Керновые модели пласта надежно моделируют вытеснение нефти несмешивающимися агентами (водой и газами при жестко
несмешивающемся режиме вытеснения).
2. Сопоставление (тестирование) нефтевытесняющей способности газовых
агентов и растворителей с целью подбора оптимального флюида с применением
керновых моделей пласта не позволяет получать надежные результаты. Так в случае вытеснения нефти из slim-tube по своей эффективности газовые агенты для
условий Северо-Могдинского месторождения можно расположить в следующий
ряд: N2<< CH4 << ПНГ << жидкий CO2 (различие в эффективности при вытеснении нефти 1,5-2 раза), а при использовании керновых моделей пласта ряд имеет
следующий вид: N2 ~ CH4 << ПНГ < жидкий CO2 (N2 и CH4 не различаются по
эффективности, различие между ПНГ и CO2 небольшое).
3. В условиях сложных месторождений необходимо исследовать вытеснение нефти активными флюидами (способными менять свойства нефти, воды и породы) с использованием представительных керновых моделей пласта. Данный вид
исследования позволяет предотвратить осложнения при применении активных
флюидов в условиях сложно-построенных коллекторов.
4. Предоторочка ПБФ перед закачкой метана позволяет добиться смешивающегося режима вытеснения нефти, т.е. значительно повысить эффективность
несмешивающегося газа в условиях Северо-Могдинского месторождения.
5. Наличие связанной воды в slim tube не оказывает влияния на результаты
определения режима смесимости между газом и нефтью.
6. Показано, что для проведения экспериментов со slim-tube возможно использовать обычные типы современных фильтрационных установок высокого
давления, в частности распространенную в России установку марки УИК-5 производства ОАО «Глобел-Нефтесервис».
23
Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:
1. Хлебников В.Н. Оценка нефтевытесняющей способности газового агента
- продукта внутрипластовой трансформации воздуха при термогазовом методе
добычи нефти / Хлебников В.Н., Мишин А.С., Лян Мэн, Сваровская Н.А. // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.
− 2016. − № 1/282. − С. 35-46.
2. Хлебников В.Н. Сопоставление результатов вытеснения нефти газовыми
агентами из линейных керновых и слим-моделей пласта (slim-tube) / Хлебников В.Н., Мишин А.С., Антонов С.В., Хамидуллина И.В., Лян Мэн, Полищук
А.М. // Вестник ЦКР Роснедра. − 2015. − № 5-6. − С. 20-27.
3. Khlebnikov V.N. Comparison of the results of oil displacement by gases and
liquid CO2 using core model and slim-tube / Khlebnikov V.N., Mishin A.S., Antonov S.V., Khamidullina I.V., Liang Meng, Svarovslaua N.A. // Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2016, vol. 40, №. 5, pp. 151-158.
4. Khlebnikov V.N. Laboratory investigation of high pressure air injection (HPAI)
oil recovery method / Khlebnikov V.N., Antonov S.V., Khamidullina I.V., Liang Meng,
Vinokurov V.A., Semenov A.P. and Gushchin P.A. // Journal of Petrochemical Universities, 2016, vol. 29, №. 5, pp. 26-37.
5. Лян Мэн. Влияние уровня смесимости на физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) / Лян Мэн, Антонов С.В., Мишин А.С.,
Хлебников В.Н., Винокуров В.А. // Материалы международной конференции
«Фазовые превращения в углеводородных флюидах: теория и эксперимент», 1415 сентября, 2016, Москва. С. 70.
6. Лян Мэн. Исследование нефтевытесняющей способности газового продукта при закачке воздуха высокого давления в выскотемпературный пласт легкой нефти / Лян Мэн // Нефть и газ - 2016: Материалы 70-й Международной молодежной научной конференции, 18-20 апреля, 2016, Москва. С. 120.
7. Лян Мэн. Оценка нефтевытесняющей способности газового агента при
термогазовом методе добычи нефти с помощью слим трубки (slim tube) / Лян
Мэн, Мишин А.С., Антонов С.В., Хлебников В.Н. // Фундаментальный базис и
24
инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений
нефти и газа: Материалы ХХI Губкинских Чтений, 24-25 марта, 2016, Москва. C.
66-71.
8. Лян Мэн. Оценка нефтевытесняющей эффективности газового флюида,
образующегося из воздуха при термогазовом методе воздействия / Лян Мэн,
Хлебников В.Н. // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России: Материалы XI Всероссийской научно-технической конференции, 8-10 февраля, 2016, Москва. C. 39.
9. Liang Meng. The study of oil displacement by gases and solvents injection
with the use of core formation models and slim-tube / Liang Meng // Oil and Gas Horizons: Proc. of 7th International Youth Scientific and Practical Congress, 24-26th November, 2015, Moscow. pp. 39.
10. Лян Мэн. Результаты исследования вытеснения нефти газами и жидкой
углекислотой на составных керновых моделях пласта и с использованием слим –
моделей пласта («slim tubе») / Лян Мэн, Мишин А.С., Хлебников В.Н. // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса: материалы международной молодежной конференции, 23-29 ноября, 2014, Уфа. С. 108-109.
11. Liang Meng. A Comparative Study Of Core Flooding And Slim Tubе Results
Of Oil Displacement By Injection Gases / Liang Meng, A.S.Mishin, S.V.Antonov,
D.A.Bakulin, V.N.Hlebnikov // Oil and Gas Horizons: Proc. of 6th International Student
Scientific and Practical Conference, 24-26 November, 2014, Moscow. pp. 12.
12. Лян Мэн. Определение смесимости между нефтью и газом (растворителем) с использованием слим-моделей пласта («SLIMTUBE») / Лян Мэн,
А.С. Мишин, С.В. Антонов, А.Б. Губанов, В.Н. Хлебников // Нефтепромысловая
химия: Материалы I Международной (IX Всероссийской) научно-практической
конференции, 26 июня, 2014, Москва. — 2014.
25
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
74
Размер файла
563 Кб
Теги
физическая, газов, вытеснение, керновых, Slim, моделирование, растворитель, использование, нефти, моделей, tube, пласта
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа