Экспериментальное определение причин снижения проницаемости карбонатных коллекторов при воздействии теплоносителя тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Лесина Наталья Валерьевна
Лесина Наталья Валерьевна
кандидат наук
2026
- Специальность ВАК РФ00.00.00
- Количество страниц 136
Оглавление диссертации кандидат наук Лесина Наталья Валерьевна
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КОЛЛЕКТОРЫ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И РЕЗУЛЬТАТОВ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
1.1. Пароциклическая обработка скважин
1.2. Анализ эффективности применения катализатора акватермолиза перед проведением пароциклической обработки
1.3. Постоянная закачка теплоносителя в пласт
1.4. Лабораторные исследования влияния теплоносителя на свойства породы и флюидов
2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ И КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПАРА И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ В КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЕ
2.1. Отбор и подготовка образцов керна и нефти
2.2. Проведение лабораторных исследований по определению относительных фазовых проницаемостей с использованием установки многофазной фильтрации
2.3. Проведение лабораторных исследований по определению относительных фазовых проницаемостей на установке высокотемпературного окисления (HPRTO)
2.4. Определение остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения при температуре 345 °С
2.5. Исследование изменения проницаемости образцов керна после воздействия теплоносителя
3. ОСОБЕННОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ С УЧЕТОМ РЕЗУЛЬТАТОВ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ТИПА КОЛЛЕКТОРА
3.1. Моделирование паротеплового воздействия на карбонатном коллекторе
3.2. Построение секторной термогидродинамической модели терригенного коллектора и определение оптимальных параметров проведения пароциклической обработки горизонтальных скважин
3.3. Моделирование паротеплового воздействия на терригенном коллекторе
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИЧИН СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЫ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ И РАЗРАБОТКА СПОСОБА ИХ УСТРАНЕНИЯ
4.1. Петрофизические исследования образцов керна
4.2. Анализ кристаллической решетки новообразованных кристаллов
4.3. Определение условий образования кристаллов
4.4. Подбор и испытания составов для устранения кристаллов, образовавшихся при воздействии теплоносителя
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Оборудование для проведения пароциклической обработки
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Результаты проведения пароциклических обработок на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области
ВВЕДЕНИЕ
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Другие cпециальности», 00.00.00 шифр ВАК
Повышение эффективности освоения месторождений сверхвязкой нефти с применением комбинированных тепловых методов2024 год, кандидат наук Минханов Ильгиз Фаильевич
Обоснование технологии интенсификации добычи сверхвязкой нефти из трещинно-поровых карбонатных коллекторов2021 год, кандидат наук Шарифов Анар Рабилович
Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах2015 год, кандидат наук Сидоров, Игорь Вадимович
Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты2005 год, кандидат физико-математических наук Шевелёв, Александр Павлович
Совершенствование технологий теплового воздействия для разработки месторождений высоковязких нефтей2001 год, кандидат технических наук Джалалов, Константин Эдуардович
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальное определение причин снижения проницаемости карбонатных коллекторов при воздействии теплоносителя»
Актуальность темы исследования
В настоящее время во всем мире большое внимание уделяется развитию технологий разработки трудноизвлекаемых запасов, включающих высоковязкие и тяжелые нефти, что связано с сокращением добычи нефти из месторождений с традиционными запасами в связи с их истощением [44]. В балансе жидких углеводородов России запасы высоковязкой и сверхвязкой нефти составляют значительную величину, так, например, доля высоковязкой нефти в структуре извлекаемых запасов ПАО «ЛУКОЙЛ» в РФ составляет 16%, причем 78% остаточных извлекаемых запасов ООО «РИТЭК» в республике Татарстан и Самарской области приурочены к карбонатным коллекторам.
При разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов преобладающими являются газовые и тепловые методы повышения нефтеотдачи, составляя 90% всех используемых технологий. Среди тепловых методов одним из наиболее применяемых является циклическая закачка в пласт теплоносителя с температурой от 100 оС до 345 оС. Данная технология показала высокую эффективность для терригенных коллекторов и достаточно низкую при применении на карбонатных коллекторах с небольшими толщинами.
Для установления причин различия в эффективности закачки теплоносителя для разных типов коллекторов необходимо проведение комплекса лабораторных исследований с целью определения изменения фильтрационно-емкостных параметров коллекторов и свойств насыщающих их флюидов при воздействии теплоносителя. Учитывая, что практически отсутствуют гидродинамические исследования высокотемпературного воздействия на насыщенную высоковязкой нефтью карбонатную породу в широком диапазоне температур (26 оС - 345 оС), актуальной задачей является проведение лабораторных экспериментов, которые бы позволили установить причины роста фильтрационного сопротивления при высоких температурах. Так как одним из инструментов оценки эффективности термогидродинамических процессов является математическое моделирование,
важно использовать достоверные данные, описывающие фильтрационно-емкостные характеристики насыщенной пористой среды и относительные фазовые проницаемости в условиях высоких температур. Результаты лабораторных экспериментов позволяют повысить качество прогнозирования процесса закачки теплоносителя в пласты высоковязкой нефти для различных типов коллекторов.
Степень разработанности темы
Развитием тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) занимались многие отечественные и зарубежные ученые и специалисты, а именно: Антониади Д.Г., Бакиров И.М., Байбаков Н.К., Боксерман А.А., Гарушев А.Р, Валеев М.Д., Вахитов Г. Г., Жданов С.А., Желтов Ю.П., Закиров С.Н., Ибатуллин Р.Р., Кудинов В.И., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Намиот А.Ю., Розенберг М. Д., Рузин Л.М., Сургучев М.Л., Телков А.П., Хабибулин З.А., Чарный И.А., Щелкачев В.Н., Батлер Р., Бурже Ж., Жао Л., Ловерье Х., МакКей А. С., Мехта С. А., Джоши С.Д. , Фарух А. М., Шнейдерс Г. и другие.
Однако, степень влияния температуры теплоносителя на фильтрационное сопротивление и изменение структуры пористой матрицы, в особенности при высокотемпературном воздействии, недостаточно изучена, что сказывается как на качестве гидродинамического моделирования, так и на прогнозах применения тепловых методов при проведении на практике опытно-промышленных работ на месторождениях высоковязкой нефти.
Работа направлена на экспериментальное изучение влияния температуры теплоносителя на процесс многофазной фильтрации при осуществлении гидротермального воздействия на карбонатную породу, насыщенную высоковязкой нефтью, что позволит учесть выявленные особенности в качестве замыкающих соотношений математической модели многофазной фильтрации при проведении численного моделирования тепловых методов разработки залежей высоковязкой нефти, применяемых на практике.
Целью работы являются экспериментальные исследования реальных керновых образцов карбонатного коллектора в широком диапазоне температур 26 - 345 °С с целью установления причин роста фильтрационного сопротивления
при высокотемпературном гидротермальном воздействии, факт которого был установлен на практике в результате проведения промысловых экспериментов на карбонатных месторождениях высоковязкой нефти, а также разработка способа восстановления фильтрационных характеристик пористой среды.
Задачи исследования:
1. Изучение влияния температурного режима закачиваемого теплоносителя на фильтрационно-емкостные параметры карбонатных образцов керна и свойства насыщающих их флюидов путем проведения комплекса лабораторных фильтрационных исследований.
2. Уточнение термогидродинамических моделей для оценки влияния физических и технологических факторов на эффективность закачки теплоносителя с учетом новых, выявленных в лабораторных экспериментах, закономерностей влияния температуры на фильтрационно-емкостные свойства породы.
3. Подбор химических составов для восстановления проницаемости карбонатной породы после высокотемпературного воздействия.
4. Разработка предложений по повышению эффективности паротепловых обработок месторождений высоковязкой нефти с учетом типа коллектора.
Научная новизна исследования
1. Установлено образование техногенных кристаллов гидросиликатов кальция в порах при закачке теплоносителя в карбонатную породу с высоковязкой нефтью, приводящее к снижению проницаемости образцов, на основании результатов проведения комплекса лабораторных исследований в широком диапазоне температур от 26 °С до 345 °С.
2. Предложен способ повышения качества прогнозирования высокотемпературного воздействия на различные типы коллекторов высоковязкой нефти при термогидродинамическом моделировании за счет учета результатов экспериментальных исследований.
3. Подобран химически активный состав для восстановления фильтрационных характеристик пористой матрицы карбонатного коллектора после
высокотемпературного воздействия путем растворения техногенных отложений в поровом пространстве.
4. Разработаны рекомендации для повышения эффективности паротеплового воздействия на карбонатные пласты высоковязкой нефти на основе результатов фильтрационных экспериментов на кернах и их учета при проведении численного моделирования, а также предложена модифицированная технология применения каталитического акватермолиза при проведении тепловых обработок залежей высоковязкой нефти и природного битума (Патент RU 2780172 С1).
Теоретическая и практическая значимость работы
1. Установлены причины снижения проницаемости карбонатных коллекторов при воздействии высокотемпературного теплоносителя и разработан способ восстановления проницаемости породы на основании результатов лабораторных фильтрационных экспериментов на керне месторождения высоковязкой нефти Самарской области и комплексных петрофизических исследований.
2. Повышена точность и прогностическая способность термогидродинамической модели путем учета экспериментальных данных по изменению фильтрационного сопротивления карбонатной породы при различных температурах теплоносителя для определения эффективности реализации паротеплового воздействия на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области и республики Татарстан и выбора скважин-кандидатов для проведения тепловых обработок.
3. Увеличена экономическая эффективность тепловых обработок на месторождениях высоковязкой нефти в Самарской области на базе установленных автором особенностей проведения высокотемпературного воздействия с использованием воды (пара) (разработанные рекомендации включены в технологический «Регламент проведения пароциклических обработок скважин на месторождениях ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»»).
4. Предложено новое технологическое решение для увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязкой нефти, предусматривающее реализацию
паротеплового воздействия с использованием катализатора акватермолиза для химической конверсии нефти (Патент RU 2780172 C1).
Методология и методы исследования
Для решения поставленных задач применялись методы экспериментального исследования и математического моделирования.
Эксперименты по определению фильтрационно-ёмкостных свойств керна в пластовых условиях (при температуре 26 °С) и температуре 100 °С при совместной фильтрации нефти и воды проводились на программно-измерительном комплексе ПИК-ОФП, а при температурах свыше 100 °С - на уникальной установке HPRTO (High-Pressure Ramped Temperature Oxidation - высокотемпературное окисление при высоком давлении). Для изучения образцов пород использовались методы оптической микроскопии, сканирующей электронной микроскопии, энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии и рентгеновской порошковой дифрактометрии.
Для оценки влияния физических и технологических факторов на эффективность закачки теплоносителя в различные типы коллекторов месторождений высоковязкой нефти использовался метод математического моделирования термических процессов с применением специализированного ПО CMG STAR и его модуля WinProp.
Положения, выносимые на защиту:
1. Результаты экспериментальных исследований процесса фильтрации высоковязкой нефти в карбонатной пористой среде при гидротермальном воздействии в диапазоне температур 26 °С - 345 °С с обоснованием ключевых причин снижения проницаемости породы.
2. Метод уточнения расчетных характеристик пластовой системы при термогидродинамическом моделировании на основе выявленных особенностей влияния температуры на фильтрационно-емкостные свойства породы и флюидов.
3. Способ устранения причин снижения проницаемости пористой матрицы карбонатной породы при паротепловом воздействии путем использования химических реагентов, растворяющих гидросиликаты кальция.
4. Рекомендации по увеличению эффективности паротеплового воздействия на пласты высоковязкой нефти с учетом структуры и типа коллектора и физических свойств насыщающих флюидов.
Степень достоверности
Достоверность результатов исследования обусловлена использованием сертифицированного лабораторного оборудования, реальных керновых образцов и проб нефти карбонатных пластов месторождений Самарской области, а также хорошей сходимостью фактических (промысловых) и расчетных параметров, полученных при воспроизведении истории разработки месторождений Самарской области при термогидродинамическом моделировании.
Апробация результатов работы
Основные результаты экспериментальных работ и диссертационных исследований были представлены на российских и международных конференциях: 16th Annual Meeting and Conference Courses InterPore2024 (Циндао, Китай, 2024), Научно-техническая конференция «Разработка нефтяных и газовых месторождений - новые научные подходы, инновационные технологии, перспективы» (Бугульма, 2023), Научно-практическая конференция имени Н.Н. Лисовского «Трудноизвлекаемые запасы - настоящее и будущее» (Москва, 2023), V International Workshop «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications» ThEOR2022 (Баку, 2022), 24 научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа Геомодель2022 (Геленджик, 2022), IV Международная научно-практическая конференция «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» (Москва, 2022), II Международная конференция «Наноявления в геоэкологии и при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям NANOTECHOILGAS-2022» (Москва, 2022), I Международная научно-практическая конференция «Современные методы повышения нефтеотдачи пласта на традиционных и нетрадиционных месторождениях» (Москва, 2021), IV International Workshop «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory
Testing, Simulation and Oilfields Applications» ThEOR2021 (онлайн, 2021), Научно-практическая конференция «Научные горизонты гидродинамического моделирования актуальных задач нефтегазового инжиниринга» (Москва, 2021), Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (онлайн, 2021).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 19 научных работ (из них 12 статей в изданиях, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук), один патент на изобретение РФ на способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума и шесть статей в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций.
Личный вклад автора
Постановка цели и задач исследования; разработка и корректировка программы лабораторных исследований; выбор образцов керна, нефти и воды, температурных режимов, времени выдержки и составов для проведения исследований по удалению техногенных минералов; анализ результатов исследований и промыслового опыта по высокотемпературной обработке коллекторов различного типа месторождений высоковязкой нефти Самарской области; проведение термогидродинамического моделирования; разработка рекомендаций по повышению эффективности проводимых тепловых обработок; участие в разработке нового технологического решения для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти и технологического документа -«Регламент проведения пароциклических обработок скважин на месторождениях ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»».
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы. Работа изложена на 136 страницах машинописного текста, включает 33 таблицы, 55 рисунков и два приложения.
1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОТЕПЛОВОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КОЛЛЕКТОРЫ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И РЕЗУЛЬТАТОВ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
В соответствии с работой [48] для добычи нефти из залежей, содержащих высоковязкую нефть и природные битумы, как в России, так и за рубежом применяются различные методы, которые условно можно разделить на карьерные (шахтные), нетепловые, тепловые и комбинированные.
Тепловые методы основываются на искусственном увеличении температуры в околоскважинной зоне или пласте. При разработке высоковязких нефтей эти методы являются приоритетными. Основным эффектом является уменьшение вязкости нефти под действием поступающего тепла и увеличение ее подвижности [8].
Согласно работе Бурже [11] технологии и модификации тепловых методов разделяются по способу образования тепла: 1) тепло доставляется в пласт с поверхности, 2) тепло инициируется непосредственно в пласте.
Основными технологиями разработки месторождений высоковязкой нефти являются тепловые методы, которые включают заводнение горячей водой, циклическую закачку пара, постоянную закачку пара, парогравитационное дренирование (SAGD) и внутрипластовое горение. Закачка пара является одной из наиболее широко используемых технологий для повышения нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти [5]. Более 80% годовой добычи тяжелой нефти в мире осуществляется с использованием этой технологии [63].
Добыча нефти и газа из карбонатных пород составляет примерно 60% мировой добычи нефти и газа [76] и для большинства из этих видов резервуаров также требуется применение термических методов интенсификации добычи нефти [79]. Закачка пара является эффективным методом термического извлечения тяжелой нефти, добываемой из карбонатных коллекторов с сильной неоднородностью [63]. В России при добыче высоковязких нефтей доминируют тепловые технологии,
аналогичные SAGD (на Ярегском и Ашальчинском месторождениях) и закачка теплоносителя (в т.ч. пара) в пласт [18, 46].
Более подробно критерии применимости различных методов для добычи высоковязкой нефти и битума приведены в работах [30, 31], а в работе [49] для выбора наиболее эффективного МУН для месторождений высоковязкой нефти Самарской области использован многокритериальный подход.
1.1. Пароциклическая обработка скважин
Пароциклическая обработка (ПЦО) скважин - это технология, которая заключается в периодическом нагнетании пара в добывающие скважины, их выдержке и последующем отборе из них сконденсированного пара и нефти со сниженной вязкостью с последующим повторением всего цикла. Снижение вязкости нефти за счет прогрева призабойной зоны приводит к повышению пластового давления и увеличению продуктивности скважины [55]. В работе [47] исследован механизм процессов, происходящих в пласте при паротепловом воздействии, который заключается в перераспределении в микронеоднородной среде водного конденсата и нефти за счет капиллярных сил во время выдержки путем вытеснения нефти из низкопроницаемых зон.
В соответствии с работой [62] основными механизмами извлечения нефти при циклическом паротепловом воздействии являются: самопроизвольная пропитка, вытеснение нефти конденсатом, вытеснение за счет изменения соотношения вязкости флюидов, термическое расширение флюидов и упругая энергия горной породы.
Применение паротеплового воздействия при добыче тяжелой и сверхвязкой нефти позволяет достигать коэффициента нефтеотдачи 10-12%, а в отдельных случаях, например, в Боливаре и Венесуэле даже 25-30 %, в то время как без применения тепловых методов это значение составляет порядка 3-4 %.
Преимуществами этого метода являются быстрый эффект от нагнетания пара, высокая экономичность за счет быстрой окупаемости, меньшие потери тепла по
стволу скважины в кровлю и подошву пласта.
К недостаткам метода относится возможное нарушение герметичности обсадной колонны в связи с нагреванием и охлаждением; снижение дебита при последующих циклах обработки; высокая энергоемкость процесса. К ограничениям применения метода также относятся глубокозалегающие пласты в связи с теплопотерями в скважине; неоднородные пласты большой толщины; пласты малой толщины из-за теплопотерь в окружающие породы; высокообводненные пласты и пласты с низкой проницаемостью [5].
В работе [6] представлен опыт применения пароциклической обработки в более чем 30 проектах на месторождениях Канады (Атабаска, КолдЛейк, Вабаска и Пис Ривер) с различными глубинами залегания (от 60 м до 750 м) и нефтенасыщенными толщинами (от 8 м до 21 м). По пяти наиболее успешным проектам добыча нефти составила от 25 до 100 тыс.т в год, а максимальная добыча нефти 800 тыс.т/год была достигнута на месторождении КолдЛейк.
В Латинской Америке [60] пароциклическая обработка карбонатных пластов является сопутствующей при обработке терригенных объектов и не выделяется в отдельный класс технологий. В США использование закачки теплоносителя на карбонатных коллекторах имеет относительно небольшой (пилотный) масштаб [67].
Наибольшее число масштабных проектов по закачке теплоносителя в карбонатный коллектор реализовано на Ближнем Востоке [58, 80]. В Иране, несмотря на большое количество объектов, подходящих по критериям для применения ПЦО, данный вид воздействия не распространен по экономическим соображениям (избыток дешевой нефти, добываемой первичными методами).
Также, технология ПЦО применяется на месторождении Бока де Харуко (Республика Куба). Опытно-промышленные работы по циклической закачке пара проводились на двух пилотных участках данной залежи. На одном участке ПЦО характеризуются высоким паронефтяным отношением - выше 11.5 т/м3 при низком объеме добытой после ПЦО воды, в то время как на втором участке с паронефтяным отношением 4.9 т/м3 объем воды, добытый после ПЦО, оказался в
несколько раз выше закачанного объема теплоносителя - по причине заколонных перетоков. Для объяснения причин низкой эффективности ПЦО была выдвинута гипотеза о раскрытии трещин во время закачки теплоносителя со слишком высоким забойным давлением и закрытии их при снижении давления при отборе жидкости. Эта гипотеза подтвердилась анализом керна: на шлифах отмечалась микротрещиноватость, а по данным микроимиджей в интервале пласта имелось большое количество открытых и закрытых трещин [33].
В России ПЦО проводилось на месторождении Зыбза - Глубокий Яр с вязкостью нефти 1000 мПас при 25 °С, где пароциклические обработки показали наибольшую эффективность при опробовании четырех различных способов тепловых обработок - пароциклическое воздействие, закачка горячей воды, прогрев забоя скважины, циклическое нагнетание разогретой нефти [6].
Высокую эффективность технология ПЦО показала при применении на терригенных коллекторах месторождений высоковязкой нефти ООО «РИТЭК» в Самарской области [17]. Оборудование для проведения пароциклической обработки представлено в Приложении 1, а результаты проведения пароциклических обработок на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области - в Приложении 2.
Пароциклические обработки широко применяются на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения [7]. Усинское месторождение введено в промышленную разработку в 1977 году. Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения находится в интервале глубин 1100-1500 м. Пласт фильтрационно-неоднородный с развитой системой трещин, средняя общая толщина около 300 метров. Вязкость нефти пермо-карбоновой залежи в пластовых условиях составляет 710 мПас из-за большого содержания асфальто-смолистых компонентов. При добыче нефти применяются технологии теплового воздействия на пласт: площадная закачка пара (с 1992 года), пароциклические обработки скважин и боковых стволов, закачка горячей воды, закачка пара в горизонтальные скважины по технологии SAGD. Пароциклические обработки добывающих скважин были начаты в 1993 г. На Усинском месторождении для ПЦО
используются стационарные и мобильные парогенераторы блочного типа. За 20142017 гг. было выполнено 295 ПЦО со средним приростом 13,4 т/сут, дополнительная добыча на одну скважину составила 1772 т. Также, для увеличения нефтеотдачи при пароциклических обработках скважин применяют потокоотклоняющие и нефтевытесняющие термотропные композиции. Разработка на естественном режиме не позволяет достичь высокой нефтеотдачи (за сорокалетний период разработки нефтеотдача не превысила 0,15 д. ед., при этом обводненность достигала 82%). Применение тепловых МУН (ПЦО, ПЦО с применением химических реагентов, закачка пара в систему горизонтальных скважин, площадная закачка пара) позволяет увеличить проектную нефтеотдачу в 2 раза (с 0,15 до 0,33 д. ед.) [2 - 4].
Общее число проектов по тепловым МУН в карбонатных коллекторах по сравнению с терригенными относительно невелико. Основными причинами являются технологическая сложность, связанная с геологическим строением карбонатных коллекторов, а также более высокая себестоимость и высокие риски.
В соответствии с мировым опытом при проведении ПЦО на карбонатных пластах наблюдались следующие проблемы / осложнения:
1. Образование стойких водонефтяных эмульсий, вязкость которых превышает вязкость исходной нефти.
2. Выпадение асфальтенов из подвижной или неподвижной нефти при изменении условий равновесия при нагреве, что приводит к снижению абсолютной проницаемости породы.
3. Увеличение вязкости и плотности нефти из-за подвижности тяжелых компонентов, неподвижных при пластовой температуре.
4. Неоптимально подобранные продолжительности циклов или объемов закачки, низкая эффективность теплового воздействия горячей водой (в случае, если пар конденсируется в стволе скважины или призабойной зоне).
5. АвтоГРП в процессе закачки или закачка в интервалы пласта, не вовлеченные в разработку. Данный эффект приводит к непроизводительной закачке пара за счет раскрытия существующих или образования новых трещин.
6. Выпадение твердых водонерастворимых солей из пластовой воды при нагреве, что приводит к снижению абсолютной проницаемости.
7. Набухание глин, водосорбирующих минералов. Может иметь как негативный (падение приемистости/продуктивности), так и положительный эффект - изоляция водонасыщенных интервалов.
8. Изменение состава породы/поверхности коллектора, реминерализация. Растворение породы и переотложение элементов минерального скелета, миграция частиц.
Последний вид осложнений был обнаружен при проведении специализированных лабораторных исследований, проведенных в рамках данной работы. Результаты исследований приведены в главе 2.
1.2. Анализ эффективности применения катализатора акватермолиза перед
проведением пароциклической обработки
Добавление различных реагентов, например растворителей, при проведении ПЦО позволяет увеличить эффективность технологии при добыче высоковязкой нефти [10, 20].
Для повышения эффективности повторных циклов ПЦО в 2022 г. на двух скважинах месторождения высоковязкой нефти ООО «РИТЭК» в Самарской области проведены опытно-промышленные работы с предварительной закачкой катализатора акватермолиза перед ПЦО.
Каталитический акватермолиз - процесс высокотемпературной конверсии нефти при воздействии водяного пара (воды) в присутствии минералов коллектора с использованием закачиваемых в пласт катализаторов при температуре 160 - 350 °С. В результате химической конверсии смол и асфальтенов вязкость нефти значительно снижается [9]. В Казанском федеральном университете были разработаны каталитические системы, закачиваемые в пласт при тепловых обработках залежей высоковязкой нефти для повышения нефтеотдачи, в том числе для высоковязкой нефти месторождений Самарской области [12, 78], и получены
Похожие диссертационные работы по специальности «Другие cпециальности», 00.00.00 шифр ВАК
Повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью2013 год, кандидат наук Осипов, Андрей Валерьевич
Обоснование комплексной технологии пароциклического воздействия на призабойную зону пласта при скважинной добыче сверхвязкой нефти2026 год, кандидат наук Бондаренко Алексей Александрович
Повышение эффективности паротеплового воздействия в мощных трещиноватых пластах с высоковязкой нефтью на основе результатов гидродинамического моделирования2012 год, кандидат технических наук Казаков, Николай Сергеевич
Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами2014 год, кандидат наук Рощин, Павел Валерьевич
Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти: на примере Тазовского месторождения2013 год, кандидат наук Дубив, Игорь Богданович
Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лесина Наталья Валерьевна, 2026 год
/ / /
л / ■ й
|Ь 7 с 1
Г
Э N N -н Г4 1 П ЭОС М Г ч п ч г э с N Г 0 1 1 Л ц 3 4 э ■о э N го о го г э о '-I ГЧ ^ О ЭОС Ч гз со о 0 со -д-э о о 1 м ГЧ
Зависимость объема закачки теплоносителя от времени
7000
3 6000
«
м 5000
л
И 4000
3000
2000
1000
•л о\ —<
V) (Л —■
Начало площадной закачю
и
ч
V Й< — 1м им
Чч
*
О 1-1 ГЦ -чС \о 00 М М М И N М М о о о о о о о М ^ ГЦ N М 3-, О ГЧ г N СО гО О О N ГЦ ГЦ Г 1 ^ « [ *1 го го э о о Ц ГЦ ГЦ ■V о э ц 0 о 3 о 4 ГЦ
•—«ПО.
ООО ООО
¡л а п щ а
2Г
зг
Дата ' Базовый
Дата
2Г
ЗГ
в)
г)
Рисунок 3.27 - Сравнение показателей разработки пласта Б2 по вариантам: а) добыча жидкости, б) добыча нефти, в) обводненность, г) объем закачки
теплоносителя
Согласно проведенным расчетам, вариант 4 с закачкой теплоносителя в скважину 3Г является оптимальным по величине дополнительной добычи нефти (195,2 тыс. т), отношению дополнительной добычи нефти к объему закачанной воды 0,31 т/т и водонефтяному отношению 3,07 т/т [29]. Это обусловлено более равномерным вытеснением нефти тепловым агентом при использовании горизонтальной скважины, расположенной выше остальных по структуре пласта.
Для оценки эффективности проведения дополнительных ПЦО до начала площадной закачки на базе Варианта 4 был выполнен расчёт с осуществлением ПЦО на добывающих скважинах в период 2020-2027 гг. Аналогично, как и при
адаптации ПЦО для учета всех эффектов, происходящих в призабойной зоне скважины в ПО CMG STARS на прогнозный период, было реализовано увеличение проводимости вокруг обрабатываемых скважин и задание ОФП, зависящих от температуры. Дополнительная добыча нефти в данном варианте выросла на 8,23 тыс.т и составила 203,5 тыс.т, что подтверждает эфффективность проведения дополнительных ПЦО. Результаты расчетов на ГДМ подтверждают, что предварительное проведение пароциклических обработок приводит к увеличению дополнительной добычи нефти. Сравнение вариантов приведено на Рисунке 3.28.
5000 4500 * 4000 | 3500 S зооо 3 2500 * 2000 3 1500 О 1000 4 500 0 с Зависимость добычи жидкости от времени
Начало площадной закачки
!*J
2.1 * т 'Т " ЦК
*
1 • • 1
т
01.05.2021 01.09.2022 01.01.2024 Ч 01.05.2025 01.09.2026 01.01.2028 01.05.2029 | 01.09.2030 ! 01.01.2032 М 01.05.2033 а 01.09.2034 О 01.01.2036 01.05.2037 fcl 01.09.2038 g 01.01.2040
а)
Зависимость обводненности от времени
90 80 70 60 I 50
§ 40 й)
В 30
R
m 20 ю
О 10 0
Начало площадной закачки
Jr*
—
1 ■ s
ri I t JJ
■ 1 1 l'
J i I !_
JJ <> / f
1*
<N <N П (N П rj (N <4 rf, СП ГГ) ГГ-, rn rr>
oooooooooooooooo
oooooooooooooooo oooooooooooooooo
Дата
ЗГ
•ЗГсПЦО
в)
б)
г)
Рисунок 3.28 - Сравнение варианта разработки пласта Б2 с дополнительными ПЦО с Вариантом 4: а) добыча жидкости, б) добыча нефти, в) обводненность, г) объем
закачки теплоносителя
На основе расчетов с использованием термогидродинамической модели и результатов проведения ПЦО с предварительной закачкой катализатора акватермолиза автором предложено новое технологическое решение для повышения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти путем облагораживания и химической конверсии высоковязкой нефти при проведении паротепловых обработок и с последующей площадной закачкой теплоносителя [37].
Синергетический эффект от пароциклических обработок скважин с добавлением катализатора и растворителя с последующей площадной закачкой теплоносителя достигается за счет облагораживания вытесняемой нефти со сниженной вязкостью при прохождении призабойной зоны скважин, подвергшихся предварительной паротепловой обработке с использованием катализатора акватермолиза, что приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИЧИН СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЫ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ И РАЗРАБОТКА СПОСОБА ИХ УСТРАНЕНИЯ
4.1. Петрофизические исследования образцов керна
Для определения причин снижения проницаемости керна после воздействия теплоносителя выполнен комплексный петрофизический анализ 11 образцов, которые использовались в экспериментах по определению ОФП, а также доборов (исходных образцов) к ним. Дополнительно были изучены 12 исходных образцов, образцов после ОФП и высокотемпературного воздействия (отжига при 500 °С) (Рисунок 4.1).
ф * Шт ъи 1
■» В 6 7 8 9 10 11 11 13 1 .1 Ш и ¡па и (Ш £ '> 10 П 12 13 и 15 1 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 6 7 8 9 II) 11 12 13 78 9 Ю 11 12 13 \4
V
6 7 Я 9 10 11 12 13 14 15 Ш*1*к Мм ш.ни^ 4 5 О 7 Н Ч 1« И »2 13 » 6 7 8 9 10 11 12 13 14 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1? 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15
"Ф г ф'
7 * 9 10 11 12 13 " 15 1» 1 К 9 10 11 12 13 14 И ' мшшШЯШШ 7 8 9 Ю 11 12 13 /,„,/„„/„„/„„1 ,1 ..1 „! „.1....1. ,л.,1.\...д.и\.« II.) 111)11», я 9 К) 11 12 13 14 15
Рисунок 4.1 - Фотографии образцов после эксперимента и доборов (исходных
образцов)
Предварительно образцы очищались от пластовых флюидов по двухэтапному плану: сначала в автоматическом экстракторе «толуол - СО2», а затем экстрагировали хлороформом в аппарате Сокслета до полного очищения. После этого образцы высушивали в термошкафу при 105 °С до постоянной массы.
После подготовки шлифов проводилось их изучение методом оптической микроскопии. Результаты исследования состоят из двух частей - литологической характеристики образцов по литотипам и детального анализа пустотного пространства на предмет изменений. Первая часть содержит описание выделенных литотипов в коллекции образцов (характеристика минерального состава, текстуры и структуры породы, описание фаунистических остатков и пустотного пространства). Вторая часть включает анализ пустотного пространства с точки зрения образования новых минеральных форм и разрушения существующих.
Образцы керна, в основном, представлены органогенным биоморфным известняком с частичной перекристаллизацией. Порода сложена преимущественно органическими остатками и кристаллическим кальцитом. Органические остатки занимают 75-80% породы, состоят из скрытокристаллического кальцита. Размеры раковин и других органогенных форм варьируются от 0,2 до 1,2 мм. Кристаллический кальцит занимает 20-25% породы. Участками отмечается крупнокристаллический кальцит, размеры кристаллов изменяются от 0,01 до 1,0 мм. Форма кристаллов - гипидиоморфная. Пространство между органогенными остатками и кристаллами частично заполнено тонкокристаллическими агрегатами кальцита. По классификации Р. Данхэма порода относится к грейнстоуну. Порода состоит из хорошо сохранившихся органогенных остатков - фораминифер, двустворчатых моллюсков, остракод и защитных трубок червей. Флора представлена багряными водорослями и органическими сгустками диатомового происхождения. Наблюдается частичная и, в единичных случаях, полная перекристаллизация органических остатков кристаллами кальцита от 0,05 до 1,0 мм. Порода сцементирована кальцитовой каймой. Крустификация распространена локально. Пустотное пространство представлено как первичными (межформенными) порами, так и вторичными (выщелачивание, внутриформенные). Размер пор равен 0,05 - 0,8 мм, преобладает размер в 0,2 мм, количество пор около 15 - 20%.
Все шлифы были проанализированы на предмет изменения пустотного пространства после эксперимента, а именно образование новых минеральных форм
и разрушения существующих. Результат по одному из наиболее представительных образцов представлен на Рисунке 4.2.
Анализ пустотного пространства позволил выделить наличие кристаллов, ранее отсутствующих в образцах (до эксперимента). Кристаллы имеют игольчатую форму и заполняют часть пустотного пространства. Размер кристаллов варьируется от 0,02 до 0,16 мм. Преимущественно, встречаются кристаллы или их скопления размером 0,02 мм. Форма агрегатов радиально-лучистая. Также в пустотах встречаются единичные кристаллы новообразованного минерала, предположительно, обломки агрегатов. Кристаллы чёткие, бесцветные. Новообразованные кристаллы занимают порядка 10-20% площади пустотного пространства, но в реальности в образце их объем может быть больше, т.к. часть из кристаллов разрушается в процессе изготовления шлифа. В образцах после эксперимента повсеместно отмечено полное, либо частичное отсутствие микрокристаллического кальцита, представляющего собой каёмку вокруг раковин, которая присутствует в исходных образцах [19].
Рисунок 4.2 - Заполнение образца после эксперимента игольчатыми кристаллами
(1)
Для определения валового минерального состава породы был проведен рентгенофазовый/рентгеноструктурный анализ (РФА/РСА) - метод исследования кристаллической структуры/состава вещества, в основе которого лежит явление дифракции рентгеновских лучей на кристаллической решётке. В большинстве случаев породы представлены кальцитом (85-98%), в отдельных образцах отмечается присутствие кварцевой компоненты (до 20%), также присутствует незначительное количество доломита и иллита. Новообразованные игольчатые кристаллы, обнаруженные другими методами, дифрактометрия идентифицировать не позволила, что связано с их мелкодисперсной структурой и их малым количеством.
Был проведен анализ микроструктуры образцов и изменений после экспериментов по определению ОФП с использованием сканирующего электронного микроскопа (СЭМ) Quattro S (ThermoFisher Scientific) на сколах образцов. Снимки СЭМ представлены на Рисунке 4.3 и Рисунке 4.4.
Игольчатые кристаллы отмечены как в шлифах методом оптической микроскопии, так и методами сканирующей электронной микроскопии. В четырех образцах игольчатые кристаллы размером 50*1 мкм занимают в среднем 60-80% пустотного пространства, а в двух других - до 20%. Формирование игольчатых кристаллов зафиксировано при температуре 300 °C, а максимальное их количество - при температуре 345 °C, исходя из этого температура начала образования игольчатых кристаллов составляет 300 °C.
Рисунок 4.3 - Образец 58.2 после эксперимента. Скопления новообразованных радиально-лучистых кристаллов (1). Прорастание кубического кристалла среди агрегатов игольчатых кристаллов в пустотном пространстве породы (2)
Рисунок 4.4 - Образец 74.1 после эксперимента. А - новообразованные игольчатые кристаллы в пустотном пространстве породы (1). Б - увеличенное изображение скоплений новообразованных кристаллов
Для изучения элементного состава кристаллов, образовавшихся в образцах при высокотемпературном воздействии, был проведен микрозондовый анализ методом энергодисперсионной рентгеновской спектроскопии EDS, показавший, что кристаллы сформированы химическими элементами кальцием, кремнием и
кислородом [24]. Результаты анализа приведены на Рисунке 4.5. Источниками кальция и кремния являются кальцит и кварц, обнаруженные в шлифах образцов методами оптической микроскопии и рентгенофазового анализа.
Рисунок 4.5 - Распределение химических элементов в новообразованном
кристалле
Комплексные исследования образцов пород методами оптической микроскопии, рентгенофазового анализа, сканирующей электронной микроскопии и энергодисперсионного анализа позволили оценить изменения микроструктуры породы и обнаружили техногенное минералообразование в результате высокотемпературной фильтрации. Основные изменения при фильтрации флюидов при высокой температуре связаны с образованием новых, не присутствующих ранее в пустотном пространстве образцов игольчатых кристаллов, а также с частичным или полным разрушением кальцитовой микрокристаллической каёмки, что приводит к кольматации фильтрационных каналов и пор, и снижению проницаемости карбонатных образцов.
4.2. Анализ кристаллической решетки новообразованных кристаллов
Для установления природы кристаллической решетки новообразованных кристаллов были проведены исследования на имеющихся образцах породы после экспериментов по определению ОФП и Квыт (при температурах 200 - 345 °С)
высокоточными методами электронной микроскопии и рентгеноструктурного анализа.
При помощи сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) выполнялся первичный анализ микроструктуры для выбора участка для анализа микроструктуры на нано- и субатомарном уровне при помощи ПЭМ и ПЭМ-ЭДС. Также была проведена детальная съемка пробы на дифрактометре.
Образцы, измельчённые щадящим перетиранием в ступке, были диспергированы в ацетоне и нанесены на медную сетку с поддерживающим углеродным слоем Lacey. Сетку с нанесённым материалом зафиксировали в двунаклонном держателе и поместили в колонну просвечивающего электронного микроскопа (ПЭМ) Titan Themis Z, работающего при ускоряющем напряжении 120 кВ. Изображения электронной дифракции (ЭД) были получены с использованием 4kx4k CMOS камеры BM-Ceta. Для электронной томографии обратного пространства (electron diffraction tomography, EDT) был выбран тонкий кристалл, лежащий близко к центру сетки и не ориентированный вдоль какой-либо оси зоны. В процессе его поворота с шагом 1° в диапазоне углов а от -48 до 55° регистрировали изображения ЭД. Для обработки полученного массива данных и реконструкции обратного пространства использовали программные пакеты PETS [70] и JANA2006 [72]. Картирование химических элементов и сбор спектров методом рентгеновской энергодисперсионной спектроскопии (X-ray Energy Dispersive spectroscopy, EDX) проводились в режиме сканирующей ПЭМ (СПЭМ) с использованием системы из четырех широкоугольных рентгеновских детекторов Super-X.
По результатам микроскопии было выявлено, что образец состоит преимущественно из игольчатых кристаллов, в состав которых входят кальций, кремний и кислород, а также, фтор и углерод в незначительном количестве (см. Рисунок 4.6). Мольное соотношение Si:Ca близко к 1:1 и практически одинаково для всех изученных кристаллов. Минеральный состав кристаллов соответствует группе гидросиликатов кальция (тоберморит - ксонотлит - волластонит),
формирование которых в природных условиях связывают с гидротермальным взаимодействием и контактовым метаморфизмом [66, 74].
Рисунок 4.6 - Карты распределения химических элементов в одном из игольчатых
кристаллов
В результате анализа данных, полученных методом БЭТ с регистрацией изображений электронной дифрактограммы при повороте кристалла на 1о были установлены параметры элементарных ячеек новообразованных в карбонатной породе кристаллов, которые соответствуют таким минералам как ксонотлит (Саб(ЗЮз)б И20) и тоберморит (Саз^О^ХОЩО [68]. На Рисунке 4.7 в полиэдрическом представлении приведены кристаллические структуры ксонотлита и тоберморита. Атомы кальция, кремния и кислорода показаны зелёными, фиолетовыми и красными сферами соответственно. Атомы кислорода, входящие в состав гидратной воды в структуре ксонотлита, показаны чёрными сферами. Тетраэдры SiO4 приведены в фиолетовой заливке.
Рисунок 4.7 - Кристаллические структуры ксонотлита и тоберморита 4.3. Определение условий образования кристаллов
На втором этапе лабораторных исследований выполнялись эксперименты на насыпных моделях керна для определения условий образования кристаллов. Серия экспериментов проводилась с моделированием пластовых условий с моделью из измельченного керна и дистиллированной воды в диапазоне температур 250 - 350 °С и выдержки при заданной температуре в течении 48 часов.
Для определения влияния минерального и элементного составов породы на интенсивность образования кристаллов был проведен эксперимент на керне верейского горизонта месторождения высоковязкой нефти, имеющего отличный минеральный состав. Различие в минеральном составе керна разных карбонатных пород представлено в Таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Минеральный состав экстрагированной измельченной породы для экспериментов
Пласт Кварц, % Кальцит, % Альбит, % Иллит, %
А4 9,10 85,60 4,30 1,00
С2УГ 1,60 98,40 0 0
Порода была проанализирована до и после экспериментов методом СЭМ для проверки образования кристаллов и сравнения их с выявленными на образцах при определении ОФП.
Для выполнения исследований порода целевого интервала пласта А4 была измельчена и просеяна до получения фракции с размером частиц 1 - 4 мм. Полученная крошка гомогенизируется и экстрагируется в аппаратах Сокслета толуолом для удаления углеводородов из керна. Объем ячейки для керновой модели составляет 110 см3. Масса загружаемой измельчённой породы - 140 г. Фотографии собранной установки с ячейкой внутри муфельной печи и ячейки показаны на Рисунке 4.8.
Рисунок 4.8 - Фотография установки (а) и ячейки для насыпной керновой модели
(б)
В Таблице 4.2 представлен свод экспериментов с кратким описанием результатов. Для исключения ошибки в подготовке кернового материала был проведен дополнительный эксперимент на породе А (эксперимент №1), которая использовалась в экспериментах в 2022 году и на которой были получены кристаллы.
Таблица 4.2 - Перечень проведенных экспериментов
№ Керновая модель Среда Температура, °С Давление , МПа Время, ч Результат
1 А4 * вода 350 12,1 48 образование кристаллов
2 А4 вода 350 12,1 48 образование кристаллов
3 А4 вода-нефть 350 12,1 48 образование кристаллов
4 С2VГ вода 350 12,1 48 образование кристаллов
5 А4 вода 250 12,1 48 кристаллы отсутствуют
6 А4 вода 300 12,1 48 кристаллы отсутствуют
* - в эксперименте №1 применялся измельченный керн пласта А4, подготовленный в 2022 г.
Для создания начальной нефтенасыщенности применялась обезвоженная и очищенная от механических примесей устьевая проба высоковязкой нефти из экспериментов по определению ОФП. Начальная нефтенасыщенность, полученная в модели с предварительным насыщением засыпаемой крошки керна, составляет около 45%.
Исследование образцов после экспериментов показало устойчивое формирование игольчатых кристаллов при 350 °С для двух керновых моделей пласта А4 башкирского горизонта, а также для модели из породы пласта C2vг верейского горизонта (см. Рисунок 4.9 - Рисунок 4.11).
В результате проведения экспериментов установлено, что основным условием образования кристаллов гидросиликата кальция в пустотном пространстве карбонатной породы является гидротермальный (автоклавный) синтез. Рост кристаллов начинается в диапазоне от 300 до 350 °С с началом растворения карбонатов и одновременно оксида кремния SiO2. С увеличением температуры повышается растворимость карбонатов в воде и происходит кристаллизация гидросиликатов кальция из жидкой фазы.
Рисунок 4.9 - Снимки СЭМ в среде вода с породой пласта А4. А - 250 °С, Б - 300
°С, В - 350 °С, Г - увеличенный фрагмент
Рисунок 4.10 - Снимки СЭМ в среде вода для двух насыпных моделей пласта А4 2023 г. (А) и 2022 г. (Б)
Рисунок 4.11 - Снимки СЭМ в среде вода-нефть пласта А4 (А) и воде пласта С2уг
(Б)
Как указывается в [1] гидротермальный синтез ксонотлита из кварца и гидроксида кальция может происходить при 250 - 300 °С в течение 72 ч. В проведенных экспериментах время выдержки было ограничено 48 часами, поэтому при 250 °С и 300 °С ксонотлит не образовался. Кристаллы образуются как в нефтенасыщенной модели, так и при разном минеральном составе карбонатной породы.
Образование техногенных кристаллов также было зафиксировано при проведении экспериментов на фильтрационной установке с использованием микрофлюидальных чипов, имитирующих структуру карбонатной породы, с фильтрацией высоковязкой нефти при пластовом давлении и температуре 300 °С [71, 28]. Внутри проводящих каналов обнаружены игольчатые кристаллы с преобладающим составом Са, и О, образующиеся при высоких температурах в присутствии кальция, кремния и воды.
4.4. Подбор и испытания составов для устранения кристаллов, образовавшихся при воздействии теплоносителя
Для повышения приемистости пласта перед проведением ПЦО на карбонатных месторождениях высоковязкой нефти Самарской области выполняются обработки призабойной зоны кислотными растворами. В лаборатории Сколтех были проведены исследования трех готовых кислотных составов для проверки возможности удаления образовавшихся при паротепловом воздействии кристаллов с поверхности карбонатной породы.
Для эксперимента использовалась измельченная порода с новообразованными кристаллами ксонотлита, полученными при гидротермальном воздействии при 350 °С и 48 часах выдержки. В качестве воздействующего агента использовались три готовых раствора на основе соляной кислоты с различными добавками - глино-кислотный (ГКС), соляно-кислотный (КС) с 24% соляной кислоты и органокислотный (АНТ). Эффективность растворов оценивалась по наличию или отсутствию кристаллов ксонотлита на породе после обработки кислотными составами. Ввиду малых размеров кристаллов, их наблюдение проводилось методом сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) поверхности. По снимкам СЭМ качественно определялось влияние продолжительности воздействия кислотного раствора на растворимость кристаллов.
При проведении экспериментов в предварительно взвешенную стеклянную виалу на 10 мл помещают около 1 г породы с кристаллами. Определяется масса породы. С помощью дозатора добавляют 950 мкл кислотного раствора. Реакционную смесь выдерживают 3 или 6 часов при комнатной температуре в открытой системе, после чего породу с раствором переносят на заранее взвешенный бумажный фильтр. Остатки породы и кислотного раствора смывают из виалы на фильтр промывалкой с дистиллированной водой. Породу на фильтре промывают три раза дистиллированной водой и оставляют сушиться на фильтре 12 часов, после чего фильтр с породой переносят в стеклянный стакан и сушат в
сушильном шкафу при 50 °С в течение 3 часов. Фильтр с породой взвешивается, определяется масса породы после воздействия. Сухая порода обёртывается краями фильтра, фильтр с породой упаковывается в пакет и передаётся на СЭМ анализ керна.
По результатам экспериментов отмечено, что взаимодействие породы с кислотными растворами начинает происходить сразу при попадании кислоты на керн. В результате взаимодействия в течение 3-5 минут наблюдается интенсивное выделение газа за счёт разрушения карбонатов породы кислотой. Скорость реакции кислоты с ксонотлитом значительно медленнее, так как силикаты кальция более устойчивы к кислотам, чем карбонаты, поэтому растворяется порода. Основная часть прореагировавшей кислоты поглощается в ходе преобразования карбоната. Далее реакция прекращается, что может быть связано с полным расходованием кислоты на взаимодействие с избытком карбонатной породы. Увеличение продолжительности эксперимента с 3 до 6 часов существенно не влияет на количество растворенной породы. Исследования образцов породы после эксперимента методом СЭМ показали отсутствие эффективности использования кислотных составов для растворения кристаллов ксонотлита (Рисунок 4.12).
Использование различных добавок в кислотных составах на основе соляной кислоты практически не влияют на скорость растворения карбонатной породы и не позволяют подобрать состав, действующий селективно на кристаллы силиката кальция.
Закачка кислотных составов для восстановления приемистости скважин после ПЦО на карбонатных коллекторах может иметь эффект не за счёт удаления кристаллов силиката кальция, образованных при гидротермальном воздействии на пласт, а за счёт растворения карбонатной матрицы на пути фильтрации кислотных составов. При этом, кристаллы силиката кальция не будут растворяться в кислоте, но будут открепляться от растворяемой карбонатной матрицы и мигрировать вместе с потоком нагнетаемого флюида вглубь пласта, образуя новые скопления в участках сужения каналов фильтрации, что, в свою очередь, приведет к снижению проницаемости. Также следует учесть, что после ПЦО закачка кислотных составов
происходит в пласт, разогретый до температуры более 100 °С. Высокая температура приводит к многократному увеличению скорости реакции карбоната кальция с кислотой. Основная реакция будет протекать ближе к призабойной зоне, чем при закачке в пласт с естественной температурой. Что может привести к существенному расходованию кислоты и растворению породы непосредственно у скважины.
а) АНТ-3 в) КС-3 д) ГКС-3
б) АНТ-6 г) КС-6 е) ГКС-6
Рисунок 4.12 - Снимки СЭМ после обработки кислотными составами 3 и 6 часов: а) и б) состав АНТ, в) и г) состав КС, д) и е) состав ГКС
В качестве альтернативного варианта была проведена оценка эффективности удаления кристаллов в щелочной среде. Для обработки был выбран состав на основе 10% NaOH (каустическая сода) и 10% Трилона Б (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, C10H14N2Na2O8). Данный состав приближен к применяемым при бурении составам для удаления остатков бурового раствора. Щелочной состав при 100 - 150 °С реагирует с силикатами и соединениями кальция, поэтому ожидалась его эффективность по отношению к кристаллам ксонотлита.
Методика проведения эксперимента схожа с описанной ранее методикой эксперимента обработкой кислотным составом. Серия экспериментов с обработкой щелочью проведена в герметично закрытых сосудах при температуре 95 °С с временами выдержки 3, 6 и 24 часа.
Обработка щелочным раствором при времени обработки 3 и 6 часов не дала видимого эффекта. При времени 24 часа значительная часть кристаллов была растворена (Рисунок 4.14).
Рисунок 4.13 - Снимки СЭМ после 3 ч (А), 6 ч (Б) и 24 ч (В) экспериментов по обработке щелочным составом при температуре 95 °С
Вторая серия экспериментов с обработкой щелочью проведена в герметично закрытых сосудах при температуре 120 °С с временами выдержки 3, 6 и 12 часов, сопоставимыми с временем обработки скважины. Изменение кристаллов ксонотлита на поверхности породы отмечается только при времени обработки 12 часов, наблюдается «распушение» кристаллов в виде роста вторичных образований на поверхности размером менее 1 мкм. При 3 и 6 часах изменения визуально отсутствуют (Рисунок 4.14).
Рисунок 4.14- Снимки СЭМ после 3 ч (А), 6 ч (Б) и 12 ч (В) экспериментов по обработке щелочным составом при температуре 120 °С
Таким образом, зафиксировано эффективное удаление кристаллов гидросиликата кальция при продолжительном щелочном воздействии. По результатам экспериментов рекомендовано проведение опытно-промышленной работы по обработке скважины в карбонатном коллекторе щелочным раствором (10% NaOH и 10% Трилон Б) после ПЦО.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи с использованием теплоносителя показал их высокую эффективность для залежей высоковязкой нефти и битумов, приуроченных к терригенным коллекторам и гораздо меньший опыт применения, и низкую эффективность для карбонатных коллекторов. Также было отмечено, что среди опубликованных экспериментальных данных практически отсутствует информация о влиянии температуры теплоносителя на проницаемость и структуру порового пространства карбонатных коллекторов, к которым приурочен большой объем запасов высоковязкой нефти в Самарской области и Республике Татарстан. В связи с этим была установлена необходимость проведения комплекса лабораторных исследований с целью определения изменения фильтрационно-емкостных параметров коллекторов и свойств насыщающих их флюидов при воздействии высокотемпературного теплоносителя для установления причин различия в эффективности закачки теплоносителя для разных типов коллекторов.
2. Под руководством и при участии автора на базе лаборатории Центра добычи углеводородов АНООВО «Сколтех» был проведен комплекс экспериментальных исследований по изучению влияния температурного режима закачиваемого теплоносителя на фильтрационно-емкостные параметры керновых карбонатных образцов и флюидов. Для всех проведенных экспериментов было отмечено значительное снижение абсолютной проницаемости карбонатного керна, а также снижение ОФП при температуре свыше 100 оС.
3. Проведено термогидродинамическое моделирование с учетом новых, выявленных в лабораторных экспериментах особенностей влияния температуры на структуру пористой среды и функций ОФП с учетом типа коллектора. Эффект снижения вязкости нефти от температуры в ГДМ не обеспечивает воспроизведение всех эффектов, происходящих в призабойной зоне при проведении тепловых обработок. Использование результатов лабораторных исследований позволило адаптировать численные термогидродинамические модели в макромасштабах
реальных месторождений, а также повысить их прогностические возможности путем задания динамических функций ОФП, зависящих от температуры, и модификации проводимости, характеризующей изменения параметров призабойной зоны после проведения паротеплового воздействия.
4. По результатам многовариантных расчетов, проведенных на базе уточненных термогидродинамических моделей, были разработаны рекомендации для повышения эффективности паротеплового воздействия на различные типы коллекторов месторождений высоковязкой нефти, включенные в Технологический Регламент [45].
5. Применение технологии каталитического акватермолиза совместно с паротепловым воздействием приводит к снижению вязкости нефти и повышению эффективности повторных циклов обработки, что подтверждено результатами опытно-промышленных работ на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области. Автором работы совместно с ООО «РИТЭК» предложен метод разработки залежи высоковязкой нефти с проведением закачки высокотемпературного теплоносителя с применением композиции реагентов для химической конверсии тяжелой нефти.
6. На базе комплексного петрофизического анализа исследуемых образцов выявлены основные причины снижения проницаемости карбонатных коллекторов при фильтрации высокотемпературного теплоносителя - кольматация микрокристаллическим кальцитом и формирование кристаллов гидросиликатов кальция, а также определены условия образования техногенных кристаллов при гидротермальном воздействии.
7. Произведен подбор и испытание различных составов для восстановления фильтрационной способности пористой матрицы карбонатного коллектора после высокотемпературного воздействия путем устранения отложений в поровом пространстве. Выявлено, что при воздействии кислотных составов кристаллы остаются в породе, так как скорость реакции кислоты с гидросиликатом кальция значительно ниже, чем с породой, но зафиксировано эффективное удаление кристаллов гидросиликата кальция при продолжительном щелочном воздействии.
По результатам лабораторных исследований подобран химически активный состав для восстановления фильтрационной способности карбонатного коллектора, содержащего высоковязкую нефть после паротеплового воздействия.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
АСПО — асфальтосмолопарафиновые отложения ВВН — высоковязкая нефть ГДМ — гидродинамическая модель ГХ — газовая хроматография
ГХ-МС — газовая хроматография с масс-спектрометрическим детектированием
ДДН — дополнительная добыча нефти
ДСК — дифференциально сканирующая калориметрия
Квыт — коэффициент вытеснения
КИН — коэффициент извлечения нефти
КТ — компьютерная томография
МПГУ — мобильная парогенераторная установка
МУН — методы увеличения нефтеотдачи
ОВ — органическое вещество
ОПР — опытно-промышленные работы
ОФП — относительные фазовые проницаемости
ПАВ — поверхностно-активные вещества
ПЗП — призабойная зона пласта
ПНГ — попутный нефтяной газ
ПНО — паронефтяное отношение
ПО — программное обеспечение
ППТВ — постоянное паротепловое воздействие
ПТВ — паротепловое воздействие
ПЦО — пароциклическая обработка
ПЭМ — просвечивающий электронный микроскоп
РСА — рентгеноструктурный анализ
РФА — рентгенофлуоресцентный анализ
СЭМ — сканирующий электронный микроскоп
ТВ — тепловое воздействие на пласт ТГА — термогравиметрический анализ УВ — углеводороды
ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства ЭД — электронная дифракция
API (American Petroleum Institute) — Американский институт нефти BPR (Back Pressure Regulator) — регулятор обратного давления EDS, EDX (Energy-dispersive X-ray spectroscopy) — энергодисперсионная рентгеновская спектроскопия
EDT (Electron Diffraction Tomography) — электронная дифракционная томография
HPRTO (High Pressure Ramped Temperature Oxidation) — установка
высокотемпературного окисления при высоком давлении
NIST (National Institute of Standards and Technology) — Национальный
институт стандартов и технологий США
PV (Pore Volume) — объём пор
SAGD (Steam-assisted gravity drainage) — парогравитационное дренирование USBM (United States Bureau of Mines) — Горное бюро США
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Акатьева Л.В. Развитие химико-технологических основ процессов переработки сырья для получения силикатов кальция и композиционных материалов: дис. доктора наук: 05.17.11. - Институт общей и неорганической химии им. Н.С. Курнакова РАН. - 2014. - 329 с.
2. Алтунина Л.К. Увеличение нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения физико-химическими и комплексными технологиями (обзор)/ Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В., Стасьева Л.А., Чертенков М.В., Андреев Д.В., Карманов А.Ю. // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. - 2018. - №2 4. - С. 462-476.
3. Алтунина Л.К. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В., Стасьева Л.А., Чертенков М.В., Шкрабюк Л.С., Андреев Д.В. // Нефтяное хозяйство - 2017. - № 7. - С. 26-29.
4. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В. Применение термотропных композиций для увеличения нефтеотдачи при пароциклических обработках скважин на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Журнал Сибирского федерального университета. Химия - 2019. - №2 12. - С. 136-143.
5. Антониади Д. Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д. Г. Антониади Д. Г., Гарушев А. Р., Ишханов В. Г. - Краснодар: Советская Кубань, 2000. - 464 с.
6. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. - М.: Недра, 1995. - 95 с.
7. Артеменко А.И. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти / А.И. Артеменко, В.Е. Кащаев, А.А. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №6. - С. 113-115.
8. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных
месторождений - М.: Недра, 1981. - 286 с.
9. Байгильдин Э. Р. Акватермолиз высоковязкой нефти с использованием биметаллических катализаторов на основе железа и кобальта, образованных in situ из смеси нефтерастворимых прекурсоров /Э.Р. Байгильдин, С.А. Ситнов, А.В. Вахин и др. // Георесурсы. - 2019. - Т.21. - №3. - С. 62 - 67.
10.Белошапка И. Е. Совершенствование пароциклического воздействия с добавлением растворителя на битуминозную нефть. дис. кандидат наук: 25.00.17. - Альметьевский государственный нефтяной институт. - 2019. -124 с.
11. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. - М.: Недра, 1989. - 422 с.
12. Вахин А.В. Технология термокаталитического воздействия для месторождений трудноизвлекаемой нефти ООО «РИТЭК» в Самарской области / Вахин А.В., Ситнов С.А., Мухаматдинов И.И. и др. // НефтьГазНовации. - 2019. - №7. - С. 75 - 78.
13. Гончаров А.О. Тепловые свойства карбонатных пород турнейского яруса и верейского горизонта самарской области / Гончаров А.О., Чехонин Е.М., Ромушкевич Р.Р., Попов Е.Ю.,Усачев Г.А., Бугаев К.А.// Нефтяное хозяйство. - 2020. - №10. - С. 44 - 48.
14.ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. М.: Государственный комитет СССР по стандартам. - 1985. - 17 с.
15.ГОСТ Р 57037-2016. Нефтепродукты. Определение плотности, относительной плотности и плотности в градусах API цифровым плотномером. М.: Стандартинформ. - 2016. - 15 с.
16.ГОСТ Р 8.563-2009. Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Методики (методы) измерений. М.: Стандартинформ. -2010. - 16 с.
17. В. И. Результаты и перспективы реализации технологии пароциклических
обработок в ООО «РИТЭК» / Дарищев В.И., К.А. Щеколдин, О.В. Славкина, С.Я. Маланий, К.А. Бугаев, С.В. Цветков, Д.А. Булычев // Бурение и нефть.
- 2021. - № 7-8. - С. 12-16.
18.Зарипов А.Т. Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для условий меторождений ПАО «Татнефть»/ Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К., Хафизов Р.И., Захаров Я.В. // Территория Нефтегаз. - 2016. - № 7-8. -С. 42-48.
19.Карамов Т.И. Техногенное минералообразование в карбонатных породах-коллекторах тяжелых УВ при лабораторных высокотемпературных фильтрационных экспериментах/ Карамов Т.И., Попов Е.Ю., Хайруллина А.И., Спасенных М.Ю., Лесина Н.В. и др. //Нефтяное хозяйство. - 2024. - № 71. - С.60-64.
20.Кравченко М.Н. Особенности математического моделирования экспериментов на кернах по вытеснению тяжелых нефтей с использованием газов-растворителей/ Кравченко М.Н., Сафиева Р.З., Аминев Д.А., Лесина Н.В. // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2023. - № 2 (311). - С. 128-142.
21. Кудинов В.И. Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах/ Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Шмелев В.А., Сучков Б.М., Зубов Н.В. // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 3. - С.34-38.
22.Кудряшов С.И. Технология каталитического акватермолиза на месторождении Бока де Харуко: от идеи до практического применения/ Кудряшов С.И., Афанасьев И.С., Соловьев А.В. и др. //Нефтяное хозяйство.
- 2022. - № 9. - С.37-41.
23. Лесина Н.В. Определение оптимальных параметров и анализ эффективности пароциклических обработок на терригенных коллекторах месторождений высоковязкой нефти самарской области/ Лесина Н.В., Кашников К.А., Усачев Г.А., Щеколдин К.А., Маланий С.Я., Цветков С.В. // Нефтепромысловое дело. - 2021. - № 11. - С. 54-58.
24. Лесина Н.В. Определение причин снижения проницаемости карбонатных коллекторов высоковязкой нефти при увеличении температуры на основе результатов лабораторных исследований/ Лесина Н.В., Николаева С.Н., Карамов Т.И., Попов Е.Ю., Славкина О.В., Кравченко М.Н. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2023. - № 5.
- С. 55-61.
25. Лесина Н.В. Оценка влияния температуры на коэффициент вытеснения и проницаемость карбонатных коллекторов высоковязкой нефти по результатам лабораторных исследований/ Лесина Н.В., Осадчая Н.С., Попов Е.Ю., Славкина О.В. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2022. - № 9. - С. 69-75.
26.Лесина Н.В. Повышение эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти/ Лесина Н.В., Усачев Г.А., Кравченко М.Н. // Геология и недропользование. - 2023. - № 2 (12). - С. 69-75.
27.Лесина Н.В., Кравченко М.Н. Учет наноразмерных явлений при моделировании экспериментов на кернах пластов высоковязкой нефти. //В сборнике: Наноявления в геоэкологии и при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям. Материалы VII Международной Конференции «NANOTECHOILGAS-2022». - 2022. - С. 156-161.
28. Лесина Н.В., Кравченко М.Н., Шилов Е. Д. Определение микроструктурных изменений при фильтрации тяжелой нефти в режиме высокотемпературного воздействия // Труды МФТИ. - 2025. - №1. - С.149-160.
29. Лесина Н.В., Николаева С.Н. Разработка залежей высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя в горизонтальную скважину с предварительным проведением пароциклических обработок// Нефтепромысловое дело. - 2022.
- № 7. - С. 39-43.
30.Максаков К.И., Лесина Н.В., Усачев Г.А. Выбор критериев применения технологии внутрипластового горения на основе анализа мирового опыта реализации и результатов лабораторных исследований // Нефтепромысловое
дело. - 2021. - № 9 (633). - С. 18-25.
31.Николаева С.Н., Лесина Н.В. Критерии применимости основных методов добычи высоковязких нефтей и природных битумов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2022. - № 9 (369). - С. 94102.
32.Осадчая Н.С. Оптимизация технологии проведения пароциклических обработок на карбонатных коллекторах высоковязкой нефти на основе результатов опытно-промышленных работ и лабораторных исследований / Осадчая Н.С., Лесина Н.В., Усачев Г.А., Славкина О.В. // Нефтепромысловое дело. - 2022. - № 9. - С. 60-66.
33. Осипов А.В. Результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на трещиноватые карбонатные пласты со сверхвязкой нефтью на месторождении Бока де Харуко/ Осипов А.В., Есаулов А.О., Ибрагимова М.В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2018. - №9. - С. 58-62.
34.ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М.: Миннефтепром, 1986. - 20 с.
35.ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - М.: Отраслевой стандарт СССР, 1989. - 19с.
36.Пат. RU 2717849С1 С1 Российская федерация. МПК Е21В 43/24. Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза /Кудряшов С.И., Афанасьев И.С., Федорченко Г.Д. и др.; заявитель и патентообладатель ФГАОУ ВО КФУ, АО «Зарубежнефть». - № 2019127414; заявл. 30.08.2019; опубл. 26.03.2020.
37.Пат. RU 2780172 С1 Российская федерация. МПК Е21В 43/24. Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума /Дарищев В.И., Щеколдин К.А., Славкина О.В., Маланий С.Я., Лесина Н.В. и др.; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью
«Российская инновационная топливно-энергетическая компания» (ООО «РИТЭК») (ВД). - № 2021117769; заявл. 16.06.2021; опубл. 20.09.2022.
38.Петров С.М. Установление особенностей строения и состава сверхвязкой нефти в условиях паротеплового воздействия в присутствии минералов карбонатной породы/ Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Вахин А.В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2018. - №2. - С. 44-48.
39.Попов Е.Ю., Ромушкевич Р.А. Измерения тепловых свойств пород на стандартных образцах как необходимый этап теплофизических исследований месторождений углеводородов // Геология и разведка. - 2017.
- Т. 2. - С. 56-70.
40.Попов Ю.А. Новая аппаратурно, методическая база тепловой петрофизики как средство повышения эффективности добычи тяжелых нефтей/ Попов Ю.А., Чехонин Е.М., Попов Е.Ю, Миклашевский Д.Е // Нефть. Газ. Новации.
- 2013. - № 4. - С. 52-58.
41.Поршаков Б.П. Исследование теплофизических свойств горных пород в проблеме повышения нефтеотдачи/ Поршаков Б.П., Романов Б.А., Шотиди К.Х., Купцов С.М// Нефтяное хозяйство. - 1980. - №7. - С.44-47.
42.Прандтль Л., Титьянс О. Гидро- и аэромеханика. Том второй. Движение жидкостей с трением и технические приложения. - М: Объединенное научно-техническое издательство НКТП СССР, 1935. - 313 с.
43.Саенко А.Е. Способы извлечения нефти из продуктивного пласта нефтегазовых месторождений на различных стадиях их разработки. // Территория Нефтегаз. - 2015. - № 11. - С. 119-124.
44. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2050 года. Распоряжение Правительства РФ от 11 июля 2024 г. №1838-р. Москва.
45. Технологический Регламент проведения пароциклических обработок скважин на месторождениях ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» - Самара, 2021. -14 с.
46.Халикова Д. А., Петров С. М., Башкирцева Н. Ю. Обзор перспективных
технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов. // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - С. 217-221.
47.Шахмеликьян М. Г. Анализ применения технологии пароциклического метода интенсификации добычи вязких и высоковязких нефтей / М. Г. Шахмеликьян, Л. К. Нвизуг-Би // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2018. - № 4. - С. 217-242.
48.Щепалов А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья. Учебно-методическое пособие. -Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012. - 93 с.
49. Юртов М.П., Лесина Н.В., Хисматуллина Ф.С. Выбор метода повышения нефтеотдачи для месторождений высоковязкой нефти на основе многокритериального подхода // Нефтепромысловое дело. - 2023. - № 4 (652). - С. 50-55.
50.Asfari M. Investigating the Temperature Dependency of Oil and Water Relative Permeabilities for Heavy Oil Systems/ M.Asfari, Y. Souraki, O. Torsaeter //Transport in porous media. - 2014. - №3. - P. 517-537.
51.Askarova A. Thermal enhanced oil recovery in deep heavy oil carbonates: Experimental and numerical study on a hot water injection performance/ Askarova A., Turakhanov A., Markovich S., Popov E. //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - Vol. 194.
52.Babadagli T. Heavy-oil recovery from matrix during thermal applications in naturally fractured reservoirs//in Situ. -1996.
53.Babadagli T., Al-Bemani A. Investigations on matrix recovery during steam injection into heavy-oil containing carbonate rocks //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2007. - №58 (7). - P. 259-274.
54.Babadagli Т. Temperature effect on heavy-oil recovery by imbibition in fractured reservoirs //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1996. - №14. -P.197-208.
55.Bahadori A. Fundamentals of Enhanced Oil and Gas Recovery from Conventional
and Unconventional Reservoirs. Chapter 5. Thermal Recovery Process //Gulf Professional Publishing. - 2018. - p.139-186.
56.Balogun Y. Numerical and experimental study of the impact of temperature on relative permeability in an oil and water system. //Robert Gordon University, PhD thesis. - 2021. - 158 p.
57.Briggs P. J. Heavy Oil From Fractured Carbonate Reservoirs / P. J. Briggs, D. L. Beck, C. J. J. Black, Robert Bissell // SPE Reservoir Engineering. - 1992. - Vol. 7 (02). - P.173-179.
58.Buza J. W. An Overview of Heavy and Extra Heavy Oil Carbonate Reservoirs in the Middle East // International Petroleum Technology Conference. - 2008.
59.Esmaeili S. Review of the effect of temperature on oil-water relative permeability in porous rocks of oil reservoirs/ Esmaeili S., Sarma Y., Harding T, Maini B.// Fuel. - 2019. - Vol.237. - P. 91-116.
60.Ghoodjani E. A Review on Thermal Enhanced Heavy Oil Recovery from Fractured Carbonate Reservoirs/ R. Kharrat, M. Vossoughi, S. H. Bolouri // Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology. - 2011. - Vol. 2 (2).
61.Kamari A. The Evaluation of the Impact of Wettability Alteration and Oil Relative Permeability Changes With Temperature During Cyclic Steam Injection in Naturally Fractured Reservoirs Using Horizontal Wells/ Kamari A., Nikookar M., Sahranavard L., Mohammadi A.// Petroleum Science and Technology - 2015. -Vol. 33. - P. 709-716.
62.Kim J. Effects of the imbibitional flow of steam on oil recovery from carbonate reservoirs // Geosystem Engineering. - 2012. - Vol.1 (15). - P. 19-26.
63.Li S, Yu T, Li Z, Zhang K. Experimental investigation of nitrogen-assisted SAGD in heavy-oil reservoirs: A two-dimensional visual analysis// Fuel. - 2019. - Vol. 257.
64.Liu P.C. Experimental study of the steam distillation mechanism during the steam injection process for heavy oil recovery/ Liu P.C., Yuan Z., Zhang S.F., et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - Vol.166. - P. 561-567.
65.Lo H.Y., Mungan N. Effect of temperature on water-oil relative permeabilities in
oil-wet and water-wet systems // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 1973.
66.Malvoisin B. Low-temperature Wollastonite Formed by Carbonate Reduction: a Marker of Serpentinite Redox Conditions // Journal of Petrology. - 2012. - Vol. 1 (53). - P. 159-176.
67.Manrique E. J., Muci V. E., Gurfinkel M. E. EOR Field Experiences in Carbonate Reservoirs in the United States // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. -2007. - № 06 (10). - P. 667-686.
68.Merlino S., Bonaccorsi E., Armbruster T. Tobermorites: Their real structure and order-disorder (OD) character // American Mineralogist. - 1999. - №2 10 (84). - P. 1613-1621.
69.Naornthap K, Evans R. D. Temperature-Dependent Relative Permeability and Its Effect on Oil Displacement by Thermal Methods// SPE Reservoir Engineering. -2013. - №1(03). - P.230-242.
70.Palatinus L., Petricek V., Correä C. A. Structure refinement using precession electron diffraction tomography and dynamical diffraction: Theory and implementation // Acta Crystallographica Section A: Foundations and Advances. - 2015. - Vol. 71. - P. 235-244.
71.Pereponov D. Microfluidic visualization of asphaltene deposition under high temperature/ Pereponov D., Popov E., Karamov T., Tarkhov M., Rykov A., Filippov I., Lesina N. et al. //16th Annual Meeting and Conference Courses InterPore2024. - 2024. - p.626.
72.Petricek V., Dusek M., Palatinus L. Crystallographic Computing System JANA2006: General features // Zeitschrift für Kristallographie - Crystalline Materials. - 2014. - №. 229. - P. 345-352.
73.Popov Y. h gp. ISRM Suggested Methods for Determining Thermal Properties of Rocks from Laboratory Tests at Atmospheric Pressure // Rock Mechanics and Rock Engineering. - 2016. - T. 49.
74.Rashita A., Roslinda S. Low temperature production of wollastonite from limestone and silica sand through solid-state reaction // Journal of Asian Ceramic
Societies. - 2014. - № 1 (2). - P. 77-81.
75.Reis J. An analysis of oil expulsion mechanisms from matrix blocks during steam injection in naturally fractured reservoirs // In Situ. - 1992.
76.Roehl P., Choquette P. Carbonate petroleum reservoirs. - Berlin: Springer, 2012. - 622 p.
77.Sedaee Sola B., Rashidi F. Experimental study of hot water injection into low-permeability carbonate rocks//Energy and Fuels. - 2008. - №. 22(4). - P. 23532361.
78.Vakhin V. Changes in Heavy Oil Saturates and Aromatics in the Presence of Microwave Radiation and Iron-Based Nanoparticles / A.V. Vakhin, M. A. Khelkhal, I. I. Mukhamatdinov at al // Catalysts. - 2022. - №. 12(5). - 13 p.
79.Xu Z.-X. A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs // Petroleum Science. - 2020. - № 4 (17). - P. 990-1013.
80.Yousef Z., Aldaif H., Otaibi M. An Overview of Steam Injection Projects in Fractured Carbonate Reservoirs in the Middle East // Journal of Petroleum Science Research. - 2014. - №3(3).
81.Zhang B., Xu C.-M., Liu Z.-Y. Mechanism investigation of steam flooding heavy oil by comprehensive molecular characterization// Petroleum Science. - 2023. -№20. - P. 2554-2563.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Оборудование для проведения пароциклической обработки
Группой компаний «Подольский машиностроительный завод» по техническому заданию ООО «РИТЭК» разработана уникальная мобильная парогенерирующая установка (МШУ) для проведения пароциклических обработок на месторождениях высоковязких нефтей Самарской области [17]. МПГУ снабжена шасси, благодаря которым установка может быть быстро установлена и запущена на нужной площадке по добыче нефти.
Для осуществления процесса закачки пара в пласт необходимы следующее оборудование: МПГУ, паропроводы, термоизоляционные трубы, термостойкая арматура и пакеры, глубинно-насосное оборудование, запорные устройства (задвижки, вентили, обратные клапаны), приборы и аппаратура для исследования скважин и анализа добываемой жидкости.
МПГУ включает в себя паровой котел, предназначенный для производства пара со степенью сухости не менее 80%, т.е. содержание влаги составляет не более 20% (Рисунок П. 1). В качестве топлива для парового котла используется пропанбутановая смесь. При необходимости паровой котел можно переключать на водогрейный режим.
Рисунок П. 1 - Схема котла мобильной парогенерирующей установки
Для проведения пароциклической обработки проводится предварительная механическая и химическая очистка артезианской воды перед подачей в паровой котел для нагрева и превращения в пароводяную смесь с требуемой степенью сухости пара. Основные параметры работы МПГУ при закачке теплоносителя представлены в Таблице П.1.
Таблица П. 1 - Основные технические параметры МПГУ
№ Показатель Значение
1 Паропроизводительность, т/час
- максимальная, 10,0
- минимальная. 3,0
2 Степень сухости пара не менее 0,8
3 Рабочее давление (изб.), МПа 17,7 (±0,25)
4 Температура пара, °С 356,1 (±5)
5 Давление топлива перед котлом, МПа (изб.) 0,05-1,6
6 Температура питательной воды на входе в котел, °С 5-15
7 Давление питательной воды на входе в котел, МПа (изб.) 0,02
МПГУ работает стабильно при давлении на паропроводе ниже 15,5 МПа, при превышении указанного значения производится остановка горелки с последующим запуском и МПГУ переходит в периодический режим работы, что негативно сказывается на эффективности паротепловой обработки. При снижении темпов расхода жидкости давление, создаваемое на устье, уменьшается, что позволяет не выходить на предельное давление и продолжать закачку в постоянном режиме. В таком случае общая продолжительность проведения ПЦО дольше, что увеличивает экономические затраты на проведение работ. Однако минимальный темп закачки для работы МПГУ составляет 3 т/ч, поэтому для ряда скважин избежать периодического режима не удалось, а на одной скважине закачка была прекращена в связи с постоянными остановками МПГУ из-за достижения предельного давления закачки. При периодическом режиме работы осуществляется закачка только горячей воды ввиду невозможности установления парового режима.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Результаты проведения пароциклических обработок на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области
Пароциклические обработки с использованием МПГУ проводятся на залежах высоковязкой нефти ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта». Начиная с 2019 года и на конец 2023 года было проведено 43 ПЦО на семи месторождениях (33 на терригенном коллекторе пласта Б2 и 10 на карбонатных коллекторах, приуроченных к пластам А и В1.
Объем закачанного теплоносителя за указанный период составил 46,5 тыс. т, дополнительная добыча нефти - 104,3 тыс. т, текущее паронефтяное отношение равно 0,45 т/т, т.е. на 1 тонну нефти приходится 0,45 тонн пара, что значительно ниже среднего по мировому опыту, определяемому как 2-8 т/т.
На Рисунке П.2 представлено распределение скважин по накопленной добыче нефти после проведения ПЦО. По скважинам, работающим на терригенном коллекторе, получены самые высокие значения дополнительной добычи нефти после проведения ПЦО (суммарно 102 тыс.т.).
Проведение ПЦО на карбонатном коллекторе, за исключением двух скважин, на текущий момент характеризуются достаточно низкой эффективностью, что связано с изменениями, происходящими в коллекторе после закачки теплоносителя. Для повышения эффективности ПЦО на карбонатном коллекторе автором предложено проведение обработок скважин специальным щелочным составом после закачки теплоносителя.
Примеры работы скважин до и после проведения ПЦО на горизонтальных и вертикальных скважинах в различных типах коллекторов четырех месторождений Самарской области представлены на Рисунке П.3 - Рисунке П.9.
Рисунок П. 2 - Распределение скважин по дополнительной добыче нефти после
проведения ПЦО
а пр. янв 13 ноя. 15 сен.14 июл.15 май.1б мар.17 дек.17 скт 1В авг.19 кюн.20 апр.21 фев .22 дек. 22 опт. 23 -Дебит нефти, т/сут Дебит жидкости. мЗ/сут -Базовый дебит, т/сут--Динамический уровень, м
Рисунок П.3 - Показатели работы горизонтальной скважины №2 на терригенном
пласте Б2 месторождения 1
Рисунок П. 4 - Показатели работы горизонтальной скважины №15 на терригенном
пласте Б2 месторождения 2
^ 30
л
V
У
1
*
1500 £ |
2000 £
—Дебит нефти, т/сух -Дебит жидкости, мЗ/сут
июл.20 пек. 21 [й дебит, т/сут -ДннаынчсскнП уровень, к
Рисунок П. 5 - Показатели работы горизонтальной скважины №13 на терригенном
пласте Б2 месторождения 3
Рисунок П. 6 - Показатели работы вертикальной скважины №22 на терригенном
пласте Б2 месторождения 4
500
f Ja 10Ш
£ 12 а/ v 1500 £
■tí" Я £ щ ■е- § 5 ю
= 5 = х i 3 щ s £
ч: ч 2500 д
3000
№ ru А 1 и пик 3500
0 Г
16 июн.17 хкн 1S НМЛ, 18 -Дебнт нефти, т/'сут фев. 19 авг. 19 мар.20 окт.20 аир -Дебит жцщсости, мЗ.'сут Ьазааый д&бит, т/сут 21 ноя. 21 май,22 лек -Динамический уровень, м 22 люн.23
Рисунок П. 7 - Показатели работы вертикальной скважины №25 на карбонатном
пласте В1 месторождения 4
_ .
16 500 1000
tr Í"! ю &I я 1500 £
1-Й ппкл 1;
I
ч 2500 П
3000
у 3500
0 V
18 сеп.18 ап| 19 сягг.19 мвй.20 ноя -Дебит нефти, т/суг Дебит жидкости. мЗ/сут -Базовый дебнт, т/суг — 21 ню я. 22 фев.23 авг.23 —Дипамнческнй уровень, м 4000
Рисунок П. 8 - Показатели работы вертикальной скважины №17 на карбонатном
пласте А4 месторождения 2
о 1--Г юоо
фсв.19 авг. 19 мар.20 ссн.20 лир. 21 окг.21 иай.22 дск.22 июн.23
Дебнг нефти, т/сут Дебит жидкости, мЗ/cyr —Баздвый дебит, т/суг -Динамический уровень, м
Рисунок П. 9 - Показатели работы вертикальной скважины малого диаметра №11 на карбонатном пласте А3+А4 месторождения 2
Так как большинство ПЦО проведено на пластах, представленных терригенным коллектором Б2 (33 из 43 обработок), то отдельно была проведена оценка эффективности ПЦО именно на таком типе коллектора. На Рисунке П. 10 представлены в порядке убывания средние приросты дебита нефти по всем обработкам на терригенном типе коллектора, по которым был получен эффект. Средний прирост дебита нефти характеризует превышение дебита нефти по скважине после ПЦО над базовым дебитом нефти в течение всего времени эффекта от обработки и определяется как отношение суммарной дополнительной добычи нефти (т) к продолжительности эффекта (сут). Самой высокоэффективной является скважина № 5 со средним приростом дебита 16 т/сут, а самой низкоэффективной (на текущий момент) - скважина № 28 с приростом 0,2 т/сут.
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.