USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 25.77

+0.03

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.35

0

AИ-98 51.09

+0.03

ДТ 47.67

-0.01

7 мин
460

Вытеснение остаточной нефти из низкопроницаемых гидрофобизированных коллекторов

Вытеснение нефти путем образования неоднородного адсорбированного слоя гидрофобизатора особенно эффективно в в низкопроницаемых коллекторах.

Коллекторы низкопроницаемые  Вытеснение остаточной нефти из низкопроницаемых гидрофобизированных коллекторов

Нефть и связанная вода образуют структурированные формы (кластеры, коллоидные частицы и т. д.) [1].
Кроме того, за счет развития динамических процессов глинистыми частицами значительно увеличивается трение флюидов.
В работах [2; 3] показано, что эти и многие другие проблемы (кольматация коллекторов, изменение проницаемости) можно устранить за счет гидрофобизации
коллекторов.
Однако в [1] отмечено, что вытеснение нефти происходит более эффективно при образовании не сплошного, а периодического (неоднородного)
адсорбированного слоя гидрофобизатора в ходе предварительной гидрофобизации. Этот эффект особенно заметен в низкопроницаемых коллекторах.
К настоящему времени причины этого эффекта остаются невыясненными.

В работе рассматривается возможный механизм этого явления.
Пусть на гидрофильной поверхности в процессе адсорбции образуется гидрофобный «островок».
В этом случае локальное изменение расклинивающего давления должно компенсироваться изменением капиллярного давления.
В работе [4] изучено решение задачи об устойчивости гидрофобной пленки на гидрофильной
поверхности. Критическое значение ширины гидрофобного участка определяется выражением [2]:

pach 1 2015.jpg

где σ — поверхностное натяжение флюида; a — параметр, характеризующий наклон изотермы адсорбции.


Такие структуры, образованные несколькими углеводородными радикалами,
оказываются подверженными воздействию силы f, равной по величине произведению объема гидрофобного тела (L)3, на градиент капиллярного давления.

Будем считать «островок» сферой с точечным дипольным моментом в центре, тогда градиент диэлектрической проницаемости определит силу, действующую со стороны флюида, fε
[4]. Эта сила связана с электрической природой.
Рассмотрим случай fε < f:

pach 2 2015.jpg

где μ1 — дипольный момент островка; ε — диэлектрическая проницаемость раствора.

Потенциал (В) можно оценить выражением:

pach 3 2015.jpg

В процессе вытеснения остаточной нефти флюидом нефтяные капли отрываются от поверхности капилляра.
В результате нефтяную каплю в флюиде можно интерпретировать как нефтяную коллоидную частицу.
Рассмотрим движение такой частицы под действием силы случайного потенциального поля
Ф(х;t), сформированного локальными гидрофобными участками:

              Ф(х;t) = Ф(х)ζ(t), (4)



где < ζ(t) > = 0, < ζ(t)ζ(t+τ) > = 2Dζ σ(τ); ζ(t) - независимый дельтакоррелированный процесс;
Dζ - коэффициент диффузии.

Запишем уравнение Ланжевена для нефтяной коллоидной частицы:

pach 5 2015.jpg


где ξ(t) — тепловой шум;
pach 51 2015.jpg
μо - вязкость.

Уравнение (5) дает возможность оценить коэффициенты сноса и диффузии
в результате действия случайного поля [5; 6].
Для четной потенциальной функции φ(x) среднее смещение равно нулю.
Таким образом, эволюция в уравнении (5) будет определяться среднеквадратичным смещением:

pach 6 2015.jpg

Известно [7], что в периодическом потенциальном поле, в условиях действия шума независимо от вида поля,  среднеквадратичное смещение определяется выражением (7):

pach 7 2015.jpg

Следовательно, периодическое случайное поле, сформированное гидрофобными участками стенок капилляра, ускоряет движение нефтяной коллоидной частицы.
Коэффициент диффузии увеличивается с ростом отношения (B/L).

Чем короче размер (L) периодических «островков», тем быстрее будет двигаться нефтяная капля в жидкости.
Периодически действующее поле приводит к чередованию участков ускорения и замедления движения нефтяной фазы.
Пульсирующее движение нефтяной фракции наблюдалось в работе [4].
Частота пульсации движения составляла ~10-3 сек.

В работе с помощью математического моделирования проведен расчет и оценено влияние адсорбции гидрофобных частиц на основные показатели разработки.
Для этого использовалось специализированное программное обеспечение компании Roxar (Tempest More 6.7, Irap RMS 2012.0.2.1).
Модель представляет собой однородную по пористости и проницаемости нефтенасыщенную залежь размером 700×700 м, шаг конечно-разностной сетки - 1 м.

Построение геологической модели осуществлялось на основании результатов интерпретации геофизических и гидродинамических исследований пласта БС7скважины 53-Р Соровского месторождения, а также исследования глубинных
проб нефти.
Средневзвешенное значение коэффициента пористости пласта составляет 19.0%, коэффициента проницаемости - 29.3·103
мкм2.
Значение коэффициента нефтенасыщенности оценивается на уровне 0.582 д.ед.
Пластовое давление и температура в модели составили 241.5 атм и 86.1 °С.
Эксперименты по определению фазовой проницаемости проводились ООО «ЗабСибГЦ» в соответствии с положениями отраслевого стандарта ОСТ 39-235-89.
Исследования проведены на керновом материале, извлеченном в процессе бурения скважины.
Результаты проведенных опытов представлены в табл. 1.
Принятые для расчетов значения кривых относительных фазовых проницаемостей приведены на рис. 1 и в табл. 1.

pach ris 1 2015.jpg


pach tab1 2015.jpg


Свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях принимались по результатам исследования глубинных проб нефти, отобранных в ходе проведения испытания пласта бС70 скважины 53-Р.
Результаты исследования приведены в табл. 2.

pach tab2 2015.jpg


Плотность минерализованной воды в зависимости от температуры для условий нефтепромысловой практики при температурах выше 20°С рассчитывалась по формуле (8):

pach 8 2015.jpg

Динамическая вязкость минерализованной воды оценивалась по формуле, учитывающей влияние минерализации воды (через плотность) [8]:

pach 9 2015.jpg


С учетом (8) из (9) формула для расчета вязкости пластовой воды примет
вид:

pach 10 2015.jpg

где — массовая концентрация растворенных солей в воде (минерализация), кг/м3, (г/л).
Результаты оценки свойств воды в пластовых условиях представлены в табл. 3.

pach tab3 2015.jpg

Оценка влияния адсорбции гидрофобных частиц на основные показатели разработки проводилась по вариантам.
Вариант 1.
Включал в себя разработку нефтяной залежи 5 скважинами, расположенными по 5-точечной системе. Количество добывающих скважин - 4, количество нагнетающих - 1.
Расстояние между скважинами составляло 400 м.
Скважины вступали в работу с постоянным значением забойного давления, для добывающих - 120 атм, для нагнетательной - 400 атм.
Период расчетов составил 5 лет.

Вариант 2.
Во втором варианте проводилось моделирование закачки гидрофобизирующих веществ в пласт через нагнетательную скважину.

Вариант 3.
В третьем варианте моделировались условия гидрофобной обработки призабойных зон добывающих скважин.
Поверхностные свойства капилляров определялись в соответствии с аналитической моделью изменения массивов проницаемости и вязкости.

Анализ основных показателей разработки по результатам моделирования показал повышение значения коэффициента извлечения нефти при значительном снижении объемов добычи воды, а также увеличение безводного периода работы добывающей скважины для вариантов со «случайным» распределением адсорбционного слоя.
Основные технологические показатели вариантов разработки модельной залежи представлены в табл. 4.
Сопоставление основных показателей приведено на рис. 2-5.
Как следует из анализа вариантов разработки, наилучшие показатели по
добыче нефти достигаются по третьему варианту разработки (табл. 4).

pach tab4 2015.jpg

 pach ris2 2015.jpg 

pach ris4 2015.jpg
pach ris5 2015.jpg

Результаты численного моделирования показали эффективность периодической гидрофобизации коллекторов в процессе фильтрации углеводородов в пластовых условиях.
Следовательно, предложенная аналитическая модель ускорения переноса капель нефти в пористой среде получила свое подтверждение.

Список литературы
1. Мазаев В.В., Морозов В.Ю., Островский В.В. и др. Обзор новых методов повышения нефтеотдачи пласта, предлагаемых к внедрению на объекте АВ1
1-2 «рябчик» Самотлорского месторождения // Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений: сб. статей. Екатеринбург, 2003. С. 277-287.
2. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями
ПАВ. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. 198 с.
3. Парфит Г., Рочестер Р. Адсорбция из растворов на поверхностях твердых тел. М.:
Мир, 1986. 485 с.
4. Nadolny, H., Weingartner. Pair correlations near critical points of ionic fluids:
Experimental investigation of the static permittivity // J. Chem. Phys. 2001. Vol. 114. № 12.
Pp. 1526-1534.
5. Anderson, W.G. Wettability Literature Survey. Part 6. Effects of wettability on water
flooding // Journal of Petroleum Technology. 1987. № 12. Рp. 1605-1622.
6. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремчук Р.С. Регулирование фильтрационных
свойств пласта в околоскважинных зонах. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.
7. Бабалян Г.А., Мархасин И.Л. Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1961.
8. Хавкин А.Я., Табакеева Л.С. Влияние глинистого цемента на проницаемость нефтяных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.
1998. № 8. С. 27–31.

REFERENCES
1. Mazayev, V.V., Morozov, V.Y., Ostrovsky, V.V. et al. Overview of new EOR methods
developed for implementation at the AВ11-2 “ryabchik” facility of the Samotlor field //
Optimization of field development technologies. Collection of articles. 2003. Pp. 277–287.
(in Russian).
2. Altunina, L.K., Jars, V.A. EOR by surfactant composition. Novosibirsk: Nauka. RAS
Siberian Publishing House, 1995. 198 p. (in Russian).
3. Parfit, D. Rochester, R. Adsorption from solutions on solid surfaces. Moscow: Mir,
1986. 485 p. (in Russian).
4. Nadolny, H., Weingartner. Pair correlations near critical points of ionic fluids: Experimental investigation of the static permittivity // J. Chem. Phys, 2001. Vol. 114. № 12.
Pp. 1526–1534.
5. Anderson, W.G. Wettability Literature Survey. Part 6. Effects of wettability on water flooding // Journal of Petroleum Technology. 1987. № 12. Pp. 1605–1622.
6. Ivanova, M.M., Mikhailov, N.N., Yaremchuk, R.S. Regulation of the filtration properties of the reservoir in boreholes zones. Moscow: VNIIOENG, 1988. (in Russian).
7. Babalyan, G.A., Markhasin, I.L. Use of surfactants in the oil industry. Moscow:
Gostoptekhizdat, 1961. (in Russian).
8. Khavkin, A.Ya., Tabakeeva, L.S. Influence of clay cement on permeability of oil reservoirs // Geology, geophysics and oil fields development. 1998. № 8. Pp. 27–31. (in Russian).

Авторы публикации
Пахаруков Юрий Вавилович — профессор Тюменского государственного нефтегазового университета, доктор физико-математических наук
Салихов Рустам Шафкатович — аспирант кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Тюменского государственного нефтегазового университета
Authors of the publication
Yuri V. Pakharukov — Dr. Phys. and Math. Sci., Professor
Rustam Sh. Salikhov — Postgraduate, Department of Oil and Gas Fields Development
Tyumen State Oil and Gas University

Автор:

Источник : Neftegaz.RU


Система Orphus