Проведение испытания по вытеснению

Целью работ по вытеснению нефти из моделей пластов является оценка эффективности применения метода повышения нефтеотдачи с использованием ПАВ.

Добавка ПАВ к закачиваемой воде приводит к снижению межфазного натяжения волы на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Добавка ПАВ к воде приводит к уменьшению краевых углов избирательного смачивания, т.е. к улучшению смачиваемости породы водой. Кроме того, ПАВ способны диффундировать из водных растворов в нефть, вызывая снижение аномалий ее вязкости. И, наконец, водные растворы ПАВ обладают повышенными моющими свойствами и способствуют отрыву нефтяной пленки от поверхности пород. Под действием ПАВ происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ в определенной мере стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры капель нефти уменьшаются. Вероятность их прилипания к твердой поверхности уменьшается. Все это в конечном итоге ведет к повышению нефтепроницаемости пористой среды и коэффициента вытеснения нефти из пласта. В нефтепромысловой практике для увеличения нефтеотдачи пласта наибольшее применение получили неионогенные ПАВ, которые либо непрерывно закачиваются в пласт в виде низкоконцентрированных (0,05-0,10 %) водных растворов, либо периодически закачиваются в виде оторочек высококонцентрированных (5-10 %) водных растворов. Лабораторные исследования показали, что при использовании ПАВ нефтеотдача может возрастать в 1,10-1,12 раза по сравнению с обычным заводнением.

Эффективность вытеснения нефти из пласта оценивается коэффициентом нефтеотдачи, который равен отношению объема излеченной из пласта нефти к первоначальному объему нефти в пласте.

Основным показателем эффективности метода повышения нефтеотдачи пластов по результатам лабораторных опытов обычно считается величина коэффициента вытеснения нефти.

В опытах по определению коэффициента вытеснения нефти, когда в качестве модели нефти используют трансформаторное масло (марка Т1500У), а в качестве нефтеносной породы - кварцевый песок.

Для проведения работы необходимо иметь трансформаторное масло (модель нефти), специально подготовленные модели продуктивного пласта - кварцевый песок с заданной фракцией зерен (обычно 2,0-3,0*10^{-4 м) (при моделировании терригенных пород-коллекторов). После загрузки каждой порции производится уплотнение слоя песка легким постукиванием деревянной палочкой по стеклянной трубке. Высота насыпного слоя песка должна составлять всю длину трубки до выходного отверстия, сообщающегося с атмосферой.}

Определение пористости. По разности масс моделей, заполненных воздухом и водой, определяется пористость изготовленной модели. При определении пористости предполагается, что в насыщенной водой модели всё поровое пространство заполнено водой. Это положение допустимо для насыпной (несцементированной) модели, где отсутствуют закрытые, не связанные между собой поры. После набивки модель взвешивается. Масса модели, заполненной воздухом, обозначается m₁. После насыщения модели водой модель повторно взвешивается. Масса модели, заполненной водой, обозначается m₂. Тогда масса воды, находящейся в модели

m_В = m₂ - m₁ (1.20)

Так как плотность воды известна (ρ_В= 1000 кг/м³), вычисляем её объём в модели

V_B= m_В / ρ_В, (1.21)

Пользуясь принятым ранее допущением, что вода занимает все поры модели и зная объём пустой модели (объём пустой трубы) пористость m

m = V_В /V_ПМ, (1.22)

где V_В - объем воды, V_ПМ - объем пустой модели.

По результатам экспериментов определяются:

1. Коэффициент вытеснения

М_выт=V_п /V_мод, (1.23)

Нагнетание воды осуществляется до полной обводненности проб жидкости, выходящих из пласта. Определяется количество выделившейся жидкости, в том числе нефти.

Рассчитывается коэффициент нефтеотдачи k_{н(по воде)} для первичного нефтевытеснения по формуле

k_{н(по воде)} = V₁ / V_н, (1.24)

где k_{н(по воде)} - коэффициент нефтеотдачи первой стадии.

V₁ - количество нефти, выделившейся в результате вытеснения водой (первичного нефтевытеснения), мл;

V_н – исходная нефтенасыщенность, мл;

Затем вслед за водой в пласт нагнетается оторочка исследуемого реагента в количестве, равном одному поровому объему. После ввода реагента в пласт вновь закачивается дистиллированная вода до полной обводненности проб, выходящих из пласта. Определяется количество выделившейся жидкости, в том числе нефти.

Рассчитывается коэффициент нефтеотдачи k_{н(прирост)} для вторичного нефтевытеснения по формуле (∆ = ± 0,5 %, δ = 1 %)

k_{н(прирост)} = V_п / V_н, (1.25)

где k_{н(прирост)} - коэффициент нефтеотдачи заключительной стадии.

V_п - количество нефти, выделившейся в результате вытеснения оторочкой с последующим проталкиванием водой (вторичного нефтевытеснения), мл;

V_н - исходная нефтенасыщенность, мл;

Рассчитывается коэффициент извлечения нефти (КИН) на остаточную нефтенасыщенность по формуле (∆ = ± 0,5%, δ = 1%)

k_{н(на ост)} = V_п / V_п – V₁, (1.26)

Рассчитывался суммарный КНО по формуле (∆ = ± 0,5%, δ = 1%)

k_полн = k_{н(по воде)} + k_{н(прирост)}, (1.27)

где k_полн - суммарный коэффициент нефтеотдачи.

При изучении фильтрационных характеристик моделей пласта проницаемость определяли по формуле:

(1.28)

где k.- коэффициент проницаемости среды, м²;

V - объём жидкости, м³;

L - длина модели пласта, м;

τ - время фильтрации жидкости через пористую среду, с;

μ - динамическая вязкость жидкости, Па с;

F - площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь

рассматриваемого объема пористой среды, м²;

∆р - перепад давления на длине среды, Па:

Q - объемный расход жидкости, м³/с.

Вытеснение нефти из модели пласта производят при постоянной скорости или при постоянном перепаде давления. Объемная скорость закачки воды выбирается согласно принятой системе разработке изучаемого объекта.

В процессе вытеснения нефти непрерывно осуществляется контроль температуры, фиксируется перепад давления и расход прокачанной жидкости и вытесненной нефти.

Период безводного вытеснения нефти в опытах заканчивается после прокачки через модель пласта воды в объеме 0,5-0,8 поровых объемов всей модели. При этом вытесняется 90-95% подвижной нефти. Полное вытеснение нефти, как правило, достигается после прокачки 1,2-1,5 поровых объемов воды.

Нагнетание вытесняющей воды проводят непрерывно до полного обводнения вытесняемой жидкости. Объем вытесняемой нефти (V_н) фиксируют, при этом учитывают также нефть, отделяемую из проб воды путем их центрифугирования.

После вытеснения нефти вычисляют коэффициент нефтевытеснения по формуле: К_выт= V_н/ V_{н нач}, который обычно выражают в процентах.

Следующим этапом исследования является закачка оторочки (порции) композиции химреагента. Объем оторочки определяют, исходя из параметров соответствия реальным условиям или на основании серии предварительных экспериментов. После закачки оторочки композиции химреагента в модель вновь закачивают воду. На протяжении всего процесса строго фиксируют объем и состав вытесняемой жидкости и динамику изменения давления в системе.

Суммируя объем дополнительно вытесненной нефти (∆ V_н) производят расчет прироста коэффициента нефтевытеснения (∆ К_выт) и оценивают эффективность используемой композиции химреагента.

При проведении экспериментов выполняются следующие условия. Кратность проведения опытов - не менее 3-х раз. Число параллельных определений в опыте 2-3-х кратное. Математическую обработку результатов экспериментов, построение корреляционных зависимостей и расчет коэффициентов корреляции проводят с помощью ПК.

Насыпная модель пласта позволяет смоделировать лишь проницаемость пласта и, в некоторых случаях, его пористость. Структура порового пространства существенно отличается от той, которую можно наблюдать в нефтяном пласте. Связано это с тем, что в насыпной модели, состоящей из плотно упакованных песчинок, все поры связаны между собой, имеют приблизительно одинаковые размеры, отсутствуют закрытые поры. Однако на первом этапе применение насыпных моделей является целесообразным, так как требуется получить качественные закономерности процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ. Применительно к условиям конкретного месторождения справедливы качественные зависимости, полученные на насыпных моделях, однако количественные показатели эффективности воздействия (прирост и конечные значения коэффициента вытеснения) необходимо уточнять исследованиями воздействия водным раствором ПАВ на естественных кернах. [[101]]