Abstract

Abstract

В процессе экспериментальных исследований установлено, что при помещении различных нефтей в поровый микрообъем происходит закономерное изменение микроструктуры жидкости - увеличение энергии активации протонов нефти. При этом остаточная водонасыщенность пород выполняет роль естественного экрана, снижающего эффект объемного структурирования нефти. Слой остаточной нефтенасыщенности, по сравнению с начальной, обладает более высокой степенью перестройки микроструктуры жидкости.

Full Text

Данная работа продолжает экспериментальные исследования структурообразования нефтяных дисперсных систем (НДС) [1,2]. В предлагаемой статье рассматриваются структурные изменения реальных нефтей непосредственно в поровом пространстве пород-коллекторов. До сих пор такие работы не проводились. Это направление исследований имеет, несомненно, большой научный и практический интерес в связи с проблемами остаточных запасов и разработкой новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. В процессе проведенных ранее исследований [1,2] было показано, что энергия активации Еа является достаточно чувствительным и точным молекулярным параметром, отражающим текущую структуру НДС. Энергия активационного порога Еа задает характерную микроструктурную упорядоченность нефтяной коллоидной системы. В реальных углеводородах нефтей величина Еа определяется средней энергией межмолекулярных взаимодействий (ММВ) и по сути является универсальной физической константой жидкости, такой как, например, размер молекул, длина химической связи и т.п., которая не зависит от температуры, типа аппаратуры и условий эксперимента. Важно отметить, что константа Еа отвечает за проявление основных макросвойств жидкости. Например, увеличение энергии активации приводит к росту вязкости, снижению текучести, уменьшению коэффициента диффузии. В том случае, когда за счет каких-либо внешних физических воздействий происходит изменение внутренней структуры жидкости на молекулярном уровне, соответственно меняется и энергия активации. Энергия активации реальных нефтей в поровом объеме пород-коллекторов определялась импульсным методом ЯМР [1] из температурных исследований с использованием уравнения Аррениуса для времени корреляции t молекулярных движений: , где t0 - период колебаний в положении равновесия; k - постоянная Больцмана; t = 1/Т1, где Т1 - время продольной протонной релаксации. Особенность экспериментов состояла в том, что энергия активации протонов нефти измерялась при наличии в поровом объеме остаточной водонасыщенности, которая в определенной мере экранировала молекулы нефти от твердой поверхности. Анализ свойств нефти в присутствии воды проводился по специально разработанной методике [3]. Все эксперименты проводились на специализированном компьютеризированном ЯМР-комплексе, включающем в себя импульсный когерентный протонный спектрометр «Миниспек Р-20» (Bruker, Германия) с резонансной частотой 20 МГц, блок термостабилизации датчика спектрометра (точность ±0,02 °С) и интерфейсный блок АЦП для регистрации информации в реальном масштабе времени. Минимальное количество регистрируемой жидкости составляет 1,5·10-3 г. Время спин-решеточной релаксации нефти Т1 (СРР) измерялось по двухимпульсной программе (90°-t-90°). Расчет экспериментальных кривых производился по методу компонентного анализа с учетом экспоненциальной модели релаксации в каждой фазе. Точность определения времен продольной релаксации составляет 5-6 % отн. Объектом исследований служили образцы пород-коллекторов визейских бобриковских отложений Логовского месторождения скв. 228, петрофизические свойства которых приведены в табл.1. Бобриковский пласт представлен преимущественно неоднородными в текстурном отношении мелкозернистыми песчаниками (средний размер зерен 0,1-0,2 мм), иногда сильно алевритистыми, с вкраплениями углефицированных остатков или даже прожилков, с редкими желваками пирита. Пористость песчаников средняя, микротрещины наблюдаются редко и по напластованию. По микроописанию высокопроницаемые разности песчаников сложены хорошо окатанными зернами кварца размером около 0,1 мм и очень редко 0,3 мм, сцементированными глинистым материалом контактно-пленочного типа, в редких случаях - порового. Низкопроницаемые песчаники и алевролиты отличаются значительным колебанием размеров зерен, плохой их окатанностью, часто поровым и базальным типами углисто-глинистого цемента. Общей особенностью для всех пород следует считать отсутствие карбонатного цемента. Пористость коллекции образцов изменялась от 9,9 до 17,3 %, а газопроницаемость - от 0,7 до 487,9 мД. По смачиваемости внутрипоровой поверхности коллекторы относятся к типично гидрофобным. Таблица 1 Петрофизические свойства терригенных бобриковских отложений скв. 228 Логовского месторождения (интервал отбора 2017,1-2022,1 м) Номер образцаТип породыСмачиваемость М, д.ед.Пористость Кп, %Объемная плотность rп, г/см3Проницаемость по газу Кпрг, 10-3 мкм2Остаточная водонасыщенность Ко.в, %Магнитная восприимчивость h, 10-5 ед. СГСЕЭквивалент. радиус поро-вых кана-лов Rп.к, мкмРадиус пор по ЯМР, , мкм 1Пм/з/Ас0,0717,12,21487,95,93,35,337,2 2Пм/з/Ас-16,12,20116,18,12,72,731,7 3Пм/з/Ас-17,32,18236,58,33,43,730,0 4Пм/з/Ас у-г0,0613,62,27296,65,82,54,746,5 5Пм/з/Ас-16,42,17393,95,54,74,925,4 6Пм/з/Ас-11,82,315,865,04,30,77,7 7Пм/з/Ас-9,92,350,790,86,20,34,2 Примечание: Пм/з - песчаник мелкозернистый; Пм/з/Ас - песчаник мелкозернистый алевритистый; у-г - углисто-глинистый. В экспериментах непосредственно измерялась энергия активации в диапазоне температур от 10 до 55 оС, а также вязкость нефти при начальном и остаточном насыщении. Для этого проводили специальные эксперименты по вытеснению нефти водой при 30 оС из каждого образца на установке УИПК-1М. Дополнительно после вытеснения по ЯМР определялась структура остаточной нефти. Полученные экспериментальные данные сведены в табл. 2. Анализ полученных данных показывает, что при насыщении порового объема нефтью происходит существенное изменение микроструктурных и реологических свойств флюидов. Так, динамическая вязкость нефти в порах в среднем увеличивается 2,0 раза и тесно связана с эквивалентным радиусом поровых каналов: с уменьшением среднего радиуса пор происходит монотонное увеличение вязкости нефти за счет более сильного взаимодействия молекул нефти с поверхностью породообразующих минералов. После вытеснения нефти в порах образуется относительно тонкий слой (0,1-0,8 мкм) остаточной нефти, вязкость которой дополнительно увеличивается в 1,2-1,5 раза по сравнению с начальной нефтенасыщенностью. Таблица 2 Вязкость и энергия активации протонов нефти Логовского месторождения при начальном и остаточном насыщении порового объема терригенных пород-коллекторов Номер образцаВязкость нефти при начальной нефтенас., мПа·сВязкость остаточной нефти, мПа·сЭнергия активации начальной нефтенас., кДж/мольЭнергия активации остаточной нефти, кДж/мольНачальная нефтенас., %Коэффициент вытеснения, д.ед.Остаточная нефтенасыщенность Ко.н, % общаяподвижнаясвязанная 15,6 21,61-94,10,79119,011,87,2 26,510,220,6239,0691,90,77520,513,17,4 35,9 16,95-91,70,78517,79,97,8 45,86,417,78-94,20,68723,214,58,7 56,67,620,8637,7394,50,73423,914,49,5 67,5 26,78-35,0---- 725,1 39,39-9,2---- Примечание. Энергия активации исходной нефти с вязкостью 3,2 мПа·с в неограниченном объеме (пробирке) составляет 13,05 кДж/моль. Что касается энергии активации, то она увеличивается в среднем в 1,8 раза для нефти в микрообъеме пор, но по сравнению с вязкостью изменяется в более широком диапазоне - от 16,95 до 39,39 кДж/моль. После вытеснения нефти энергия активация дополнительно возрастает в среднем в 1,8 раза по сравнению с начальной нефтенасыщенностью объема пор. Если вязкость отражает в общем случае увеличение сил сопротивления при взаимном перемещении слоев жидкости при данной температуре и градиенте давления, то энергия активации характеризует более общие закономерности, связанные с увеличением потенциального барьера ММВ, отражающего тонкую перестройку микроструктуры жидкости под действием внешних факторов физической или химической природы. В нашем случае структура твердого каркаса с малыми (10-6-10-8 м) линейными размерами накладывает жесткие ограничения на движение молекул в каждой точке порового объема. Это приводит к внутренней перестройке структуры жидкости в поровом объеме, которая в общем случае упрочняется за счет снижения подвижности молекул и приближения жидкости к структуре твердого тела. В том случае, когда у поверхности пор в процессе вытеснения формируется тонкий слой пристеночной остаточной нефти, то его микроструктура будет всегда отличаться от состояния нефти при полном насыщении пор в сторону дополнительного роста энергии активации (см. табл. 2). Установленные закономерности будут непосредственно влиять в дальнейшем на все процессы, связанные с различными полевыми воздействиями на жидкость (поле давлений, температуры, концентрации и др.). Например, увеличение потенциала ММВ нефти в порах существенно влияет на все процессы фазовых переходов в нефтях. По сравнению с неограниченным объемом, в порах коллекторов фазообразование всегда будет происходить при более высокой температуре (температурный сдвиг), что необходимо учитывать при планировании различных ГТМ. Анализ показывает, что энергия активации нефти напрямую связана со структурой пород-коллекторов. На рис. 1 приведена зависимость Еа и среднего диаметра пор терригенных образцов. Видно, что связь характеризуется очень высоким коэффициентом корреляции 0,918 д.ед. С уменьшением линейного масштаба ограничивающей области для нефти энергия активации нелинейно возрастает с 16,95 до 39,39 кДж/моль. Рис. 1. Зависимость энергии активации протонов нефти в поровом объеме терригенных коллекторов от среднего размера пор В рассмотренных выше экспериментах анализировались породы одного вещественного состава. Представляет интерес рассмотреть влияние различного минералогического состава на структурообразование в порах коллекторов. Для этого были подготовлены дополнительно две коллекции образцов с близкими ФЕС, состав скелета которых представлен кварцевыми и полимиктовыми песчаниками. Кварцевые песчаники были отобраны со скв. 210 Красносельского месторождения, а полимиктовые - соответственно со скв. 71, 67 Харьягинского месторождения. Дополнительно были также подготовлены и исследованы модельные образцы из спеченных стеклянных гранул с известным размером пор. Модельные образцы насыщались нефтью в сухом виде без моделирования остаточной воды. В табл. 3 приведены коллекторские свойства исследованных пород-коллекторов и соответствующая им энергия активации для нефти при полном (начальном) и остаточном насыщении порового объема. Таблица 3 Энергия активации протонов нефти Харьягинского месторождения при начальном и остаточном насыщении порового объема кварцевых и полимиктовых песчаников, и модельных образцов пористых сред Номер образцаТип пористой средыПористость, %Проницаемость по газу, 10-3 мкм2Остаточная водо-насыщенность, %Энергия активации, кДж/моль Начальная нефтенасыщ.Остаточная нефтенасыщ. 1Исходная нефть в неограниченном объеме (пробирке)15,85 Модельные образцы 2Образцы из спеченых стеклянных гранул (без остаточной воды)38,0 (dпор=160 мкм)--16,79- 334,0 (dпор=100 мкм)--17,45- 430,0 (dпор=16 мкм)--18,53- Реальные сцементированные образцы 5Кварцевый песчаник (с остаточной водой)22,01299,07,619,2821,69 619,5216,97,320,3621,44 711,043,610,322,7723,18 8Полимиктовый песчаник (с остаточной водой)25,01359,032,118,7221,85 924,8219,139,919,8621,69 1022,833,155,221,0221,09 Анализ данных показывает, что в кварцевых и полимиктовых песчаниках с ухудшением коллекторских свойств наблюдается монотонное увеличение энергии активации, но в каждой группе по своему закону, отражающему влияние экранирующего слоя остаточной воды. Прослойка воды в породе выстилает внутреннюю поверхность пор и каналов и, тем самым, препятствует прямому контакту молекул нефти с активными центрами на поверхности глинистых минералов скелета. Получается, что при равной газопроницаемости кварцевых и полимиктовых песчаников энергия активации выше там, где меньше величина остаточной водонасыщенности (см. табл. 3). Более наглядно различие вещественного состава просматривается при сопоставлении Еа и газопроницаемости пород. На рис. 2 приведены данные экспериментов при полном (кривые 1, 2) и остаточном (кривые 3, 4) насыщении нефтью пор. В случае начальной нефтенасыщенности с уменьшением проницаемости пород происходит быстрое возрастание Еа по нелинейному закону. В диапазоне высокой и средней проницаемости графики для кварцевых и полимиктовых песчаников идут практически параллельно друг другу, но в низкопроницаемых разностях динамика энергетических параметров значительно отличается за счет увеличения скорости роста в кварцевых песчаниках. Рис. 2. Зависимость энергии активации протонов нефти в поровом объеме от газопроницаемости кварцевых (1, 4) и полимиктовых (2, 3) песчаников при начальной (1, 2) и остаточной (3, 4) нефтенасыщенности При анализе данных, относящихся к остаточной нефтенасыщенности (см. рис. 2, кривые 3, 4), четко видно, что в крупных порах с проницаемостью 0,2-1,3 мкм2 энергия активации слабо зависит от проницаемости (структуры) пород и в среднем составляет 21,67 кДж/моль. Но с уменьшением проницаемости картина существенно изменяется, а именно: в полимиктовых наблюдается снижение энергии активации, а в кварцевых, наоборот, резкое возрастание Еа. Дело в том, что в полимиктовых песчаниках вытеснение нефти не связано с нарушением структуры слоя остаточной воды: нефть как бы скользит по пленке воды в поровых каналах. А в кварцевых песчаниках при вытеснении в средних по проницаемости коллекторах происходит фактическое вытеснение части остаточной воды, что резко снижает эффект экранировки от активных центров поверхности и остаточная нефть претерпевает эффект более сильной перестройки за счет усиления сил ММВ. Результаты выполненной работы показывают, что при помещении различных нефтей в поровый объем пород-коллекторов происходит закономерное изменение микроструктуры жидкости, которое проявляется в увеличении энергии активации протонов нефти. Важное значение при этом имеет остаточная водонасыщенность, которая выполняет роль естественного экрана, снижающего эффект структурирования нефти. При этом, чем меньше размер пор пород-коллекторов, тем выше энергия активации нефти, отражающей перестройку внутренней микроструктуры НДС. Остаточная нефтенасыщенность, по сравнению с начальной нефтенасыщенностью, обладает более высокой степенью перестройки микроструктуры жидкости. Это необходимо учитывать во всех процессах, связанных с разработкой и эксплуатацией залежей нефти и газа. Список литературы 1. Злобин А.А., Юшков И.Р. Изучение структуры нефтяных дисперсных систем // Проблемы комплексного освоения месторождений полезных ископаемых в Пермском крае: материалы краевой науч.-техн. конф. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. - С. 32-41. 2. Злобин А.А., Юшков И.Р. О механизме структурообразования нефтяных дисперсных систем // Проблемы комплексного освоения месторождений полезных ископаемых в Пермском крае: материалы краевой науч.-техн. конф. - Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. - С. 42-49. 3. Пат. 2305277 РФ, G01M24/08. Способ определения смачиваемости поровой поверхности неэкстрагированных пород-коллекторов / Злобин А.А. - № 2006112435; заявл. 13.04.2006; опубл. 13.04.2007, Бюл. №24. Получено 27.04.2010 УДК 622.276 А.В. Лекомцев, М.С. Турбаков, В.А. Мордвинов К вопросу оптимизации технологических режимов работы низкодебитных добывающих скважин Уньвинского нефтяного месторождения Рассмотрены вопросы оптимизации технологических режимов работы низкодебитных добывающих скважин Уньвинского нефтяного месторождения. Особенностью эксплуатации нефтедобывающих скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на Уньвинском месторождении (геолого-физическая характеристика объектов разработки приведена в табл. 1) является значительное количество скважин, работающих в периодическом режиме откачки жидкости (около 22 %). Таблица 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ПластСредняя глубина залегания, мПлотность нефти, кг/м3Динамическая вязкость нефти, мПа·сДавление насыщения газом, МПаСуммарное газосодержание, м3/тГазовый фактор, м3/м3 пласт.пов.пласт.пов. Бш-Срп19107668321,455,214,9890,074,9 Бб21947458211,255,414,51116,395,5 Т-Фм22137498171,336,3714,17110,290,0 Периодический режим работы скважин приводит к некоторому уменьшению их дебитов, поэтому целесообразность применения периодической эксплуатации должна быть обоснована путем оценки технико-экономических показателей, а сам режим периодического отбора должен быть оптимизирован по основным показателям, характеризующим работу скважин. При периодической откачке жидкости из скважины подача скважинного насоса изменяется от максимальной в начале до минимальной в конце периода откачки, развиваемый напор в течение этого же периода изменяется от минимального до максимального. Характеристика работы добывающих скважин, работающих в режиме периодической откачки, приведена в табл. 2. Можно видеть, что дебит скважин по жидкости составляет 8,1 м3/сут при времени работы скважины 155 ч/мес, т.е. около 5 ч/сут. При этом в скважины спущены ЭЦН с высокой производительностью, т.е. по отношению к оборудованию эти скважины можно условно классифицировать как низкодебитные. Таблица 2 Характеристика технологического режима работы периодического фонда скважин ТипоразмерКоличество скважин, %Дебит по жидкости, м3/сутДинамический уровень Ндин*, мЗабойное давление Pзаб*, МПаВремя работы, ч/месВремя накопления, ч/мес ЭЦН-1821,40,2-15,31014-10696,74-12,411-36012-719 ЭЦН-2523,20,2-16,5912-17005,01-10,534-540180-716 ЭЦН-3023,22,2-16,7787-15085,25-11,7416-48096-704 ЭЦН-451,84,3130410,0314226 ЭЦН-5014,31,8-34,1619-14096,52-13,8414-360360-706 ЭЦН-6014,33,4-21,0828-14005,30-11,5712-360180-675 ЭЦН-1251,823,813518,618540 Среднее значение8,112268,54155521 * Ндин - максимальное значение динамического уровня в конце периода отбора; Pзаб - забойное давление при Ндин. Основным технологическим параметром, от которого зависят условия работы добывающего оборудования, является величина забойного давления в добывающих скважинах, а значит, и норма отбора из них [1]. Среднее значение забойного давления для скважин Уньвинского месторождения, работающих в режиме периодической откачки, составляет 8,54 МПа. В работе [1] дается определение критического забойного давления Pзаб.кр, характеризующего работу добывающей скважины при периодической эксплуатации. Pзаб.кр - давление, при котором дебит скважины по нефти является максимально возможным (потенциальный дебит). При снижении забойного давления в скважине ниже Pзаб.кр происходит интенсивное выделение газа из нефти, объем которого становится значительным, что приводит к ограничению притока нефти в скважину: , (1) где Гн - газовый фактор скважины, м3/т; Рнас - давление насыщения нефти газом, МПа; Рпл - текущее пластовое давление в скважине, МПа. Оценка результатов расчетов по (1) для скважин Уньвинского месторождения, работающих в режиме периодической откачки, приведена в табл. 3. Таблица 3 Распределение скважин (%) по величине Рзаб. кр ПараметрРаспределение скважин по типоразмерам насоса, %Итого ЭЦН-18ЭЦН-25ЭЦН-30ЭЦН-45ЭЦН-50ЭЦН-60ЭЦН-125 Рзаб < Рзаб.кр83,384,661,5-75,075,0100,075,0 Рзаб ≥ Рзаб.кр16,715,438,5100,025,025,0-25,0 По данным табл. 3 видно, что 75 % скважин работают с забойными давлениями ниже критических, т.е. в скважинах происходит интенсивное выделение газа из нефти в призабойной зоне пласта. При таких давлениях возможно также полное или частичное смыкание трещин в этой зоне. Для 25 % периодических добывающих скважин (Рзаб ≥ Рзаб.кр) следует рассмотреть возможность перевода на постоянный режим откачки жидкости. В табл. 4 приведены значения давлений, характеризующих работу скважин с Рзаб ≥ Рзаб.кр. Таблица 4 Показатели работы скважины при Рзаб ≥ Рзаб.кр ОбъектРзаб.кр, МПаРзаб, МПаРзаб.рац=0,75·Рнас, МПаРнас, МПа Бш9,1210,0411,2314,98 Бб9,4411,1310,7914,39 Т-Фм10,2611,9110,7714,36 Из табл. 4 следует, что забойное давление в добывающих скважинах Уньвинского месторождения значительно ниже давления насыщения нефти газа, а для пласта Бш - ниже рационального. При Рзаб.рац ≤ Рзаб ≤ Рнас, согласно [1], возможна длительная эксплуатация скважин в непрерывном режиме без осложнений. Потенциальный (максимальный) дебит при непрерывной откачке для скважин с Рзаб ≥ Рзаб.кр (см. табл. 2) можно рассчитать [2]: Qпот = Кпрод · (Рпл - Рзаб.кр). (2) Таким образом, для скважин, в которых Рзаб < Рзаб.кр, необходимо проведение дополнительных исследований по изучению динамики коэффициентов притока. Для скважин, характеризующихся Рзаб ≥ Рзаб.кр, рекомендуется провести оптимизацию и перевод их в режим непрерывной откачки и подобрать для них насосное оборудование с учетом условий эксплуатации скважин таким образом, чтобы не допустить снижения забойного давления ниже величины критического забойного давления.