Моделирование технологии смешивающегося вытеснения высокомолекулярного сырья (высоковязких нефтей) циклической закачкой углеводородного растворителя и сухого газа

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СМЕШИВАЮЩЕГОСЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНОГО СЫРЬЯ (ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ) ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКОЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ И СУХОГО ГАЗА

А.Ф. Соколов, С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, В.П. Ваньков, А.В. Мизин, А.П. Федосеев

Разработка технологий добычи высоковязкой нефти и природных битумов приобретает все большую актуальность, поскольку запасы этих ресурсов уже превышают запасы обычной (легкой) нефти. На данный момент разрабатывается меньше 1 % запасов высоковязкой нефти и природных битумов. Вместе с тем по мере продолжающегося роста добычи легкой нефти и ограниченности ее запасов доля тяжелой нефти в структуре запасов углеводородов будет только возрастать.

Вытеснение нефти растворителями относится к методам повышения нефтеотдачи. Закачка в пласт больших объемов дорогостоящего растворителя экономически нецелесообразна. Поэтому обычно вслед за ограниченным количеством или оторочкой растворителя закачивают продавочную жидкость, функция которой заключается в вытеснении растворителя в направлении добывающих скважин.

Для разработки инновационных технологий добычи природных углеводородов необходимо проведение экспериментальных исследований процессов фильтрации с использованием рабочих агентов на натурном керновом материале продуктивных пластов. Без этих предварительных исследований невозможно приступать к отработке новых технологий добычи, а также оценить коэффициент извлечения нефти (КИН). Создание инновационных технологий извлечения высокомолекулярного сырья позволит значительно увеличить ресурсную базу нефтегазовой отрасли, а также повысить эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений ОАО «Газпром».

Методами физического моделирования пластовых процессов проведены экспериментальные исследования по вытеснению углеводородов из неэкстрагированного кернового материала ар-тинского, ассельского и сакмарского ярусов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), в котором предварительно создавалась водо-, нефте-, газонасыщенность циклической закачкой растворителя (толуол) и сухого газа (газообразный азот).

Эксперименты проводили на автоматизированной двухфазной фильтрационной установке, разработанной в соответствии с техническим заданием и при непосредственном участии специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», фирмой Terratek (США) и предназначенной для изучения процессов одно-, двухфазной фильтрации в пористой среде, процессов вытеснения, измерений фазовых проницаемостей.

Установка двухфазной фильтрации состоит из нескольких основных блоков: высокоточных измерительных насосов непрерывной подачи флюида; компьютерной системы контроля и регистрации основных измеряемых параметров; аккумуляторов высокого давления для содержания и подачи флюидов в систему; создания и поддержания обжимного давления; кернодержателя; регулирования пластового давления; сбора и сепарации продукции; тер-мостатирования основных элементов установки фильтрации; системы коммуникаций.

В табл. 1 приведены основные технические параметры установки двухфазной фильтрации, на рис. 1 - функциональная блок-схема экспериментальной установки двухфазной фильтрации.

Фильтрация флюидов происходит по гидравлической схеме от блока аккумуляторов до блоков сбора жидкой и газовой фаз. Две пары насосов фирмы КСО (США), модель 100БМ, работающие в парном непрерывном режиме, подают гидравлическую жидкость к нижней части аккумуляторов с плавающим поршнем, в результате чего с заданным давлением и скоростью флюид подается на вход кернодержателя.

Таблица 1

Технологические параметры установки двухфазной фильтрации

Параметр Установка двухфазной фильтрации

Пластовое давление, МПа до 70

Горное (обжимное) давление, МПа до 70

Рабочая температура, оС до 150

Скорость флюидов в керне, м/сут 0,10-255

Диапазон задаваемых расходов при фильтрации, см3/мин 0,00001-25

Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения ±0,3

Длина керна (насыпной модели), м до 1

Диаметр керна, м 0,03

Отбор газовой фазы на анализ

Блок аккумуляторов

Блок насосов фильтрации

4

_________І______

Система управления насосами

Рис. 1. Функциональная блок-схема экспериментальной установки двухфазной

фильтрации

Блок аккумуляторов представляет собой набор сосудов высокого давления с плавающим поршнем.

Поровое давление создается фильтрационными насосами; обжимное (горное) давление - подачей насосом гидравлической жидкости в изолированный объем кернодержателя.

Пластовое давление в схеме фильтрации поддерживается регулятором противодавления (модель ВРЯ Тетсо ВР-10), обеспечивающим надежную работу при температурах до 150 °С и давлениях до 70 МПа. В настоящее время в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» сотрудниками лаборатории физического моделирования многофазных процессов разработан термостат (патент РФ № 103408),

позволяющий проводить исследования в интервале температур от

5 до 20 °С. Установка двухфазной фильтрации позволяет проводить исследования в интервале скоростей движения флюидов в пористой среде от 0,1 до 255 м/сут, при этом колебания объемной скорости насосов не превышают 0,03 % от заданной величины.

Описанные принципы технической реализации установки двухфазной фильтрации позволяют особенно эффективно ее использовать для изучения процессов вытеснения углеводородов различными агентами, в том числе и агрессивными.

Управление установкой двухфазной фильтрации и регистрация основных измеряемых параметров осуществляются в автоматическом режиме с помощью компьютера.

Для подготовки исследуемых образцов, измерительной системы, флюидов, проведения фильтрационного эксперимента на установке двухфазной фильтрации были использованы опытные методические наработки в физическом моделировании пластовых процессов [2-5].

Всего было выполнено четыре серии экспериментов на образцах пород ОНГКМ.

В первой серии экспериментов объектом исследования выбраны образцы породы из I эксплуатационного объекта (нижняя пермь, соответственно, пласт I 1-2, артинский ярус, Р1аг и пласт II 5-8, ассельский ярус, Р1а) Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, представляющие собой известняк массивный, однородный, органогенный, обломочный, без ясно выраженной слоистости с содержанием кальцита 90-92 %, доломита 6-7 %, объемной и минералогической плотностями 2,24-2,31 г/см3 и 2,7 г/см3, соответственно.

Во второй серии экспериментов выбраны образцы породы из I эксплуатационного объекта (нижняя пермь, соответственно, пласт I 1-2, артинский ярус Р1аг) ОНГКМ, представляющие собой известняк массивный, однородный, органогенный, обломочный, без ясно выраженной слоистости с содержанием кальцита 72,4-72,5 %, доломита 19,5-24,7 % и нерастворимого осадка 8,1 и 2,8 %, соответственно.

В третьей серии экспериментов объектом исследования выбраны образцы породы из пластов II 3 и II 1, нижнепермского

возраста сакмарского яруса ОНГКМ, представляющие собой известняки серый мелкодетритный (размер биокластов 1-3 мм) и белесый пелитный, мелкокавернозный с содержанием кальцита 91,2 и 93,5 %, доломита 8,8 и 6,5 %, соответственно.

В четвертой серии экспериментов выбраны образцы породы из пласта Ы-2, сакмарского яруса западной части ОНГКМ, представленные серыми однородными пелитоморфными известняками с содержанием кальцита 84,8 и 91,8 %, доломита 13,1 и 7,5 %, нерастворимого остатка 2, и 0,7 %, соответственно (скв. № 15072, глубина отбора - 2128 м).

Основные данные о моделях пласта представлены в табл. 2.

Все четыре серии экспериментов проводились при одинаковых термобарических условиях: пластовое давление - 10 МПа; горное (обжимное давление) - 45 МПа; температура - 23 °С. Отличие заключалось в объемных скоростях фильтрации: в первой серии экспериментов - 0,05 см3/мин, во второй серии - 0,03 см3/мин, в третьей серии - 0,01 см3/мин, в четвертой - 0,005 см3/мин.

Образцы породы насыщались моделью пластовой воды (водный раствор №С1) минерализацией 236 г/дм3. Вытеснение пластовой воды производили дегазированной нефтью, отобранной на ОНГКМ (ГП-10, С-402). Условия отбора: температура 19 °С, давление - 2,6 МПа.

В качестве вытесняющих агентов использовали толуол по ГОСТ 14710-78 (чистота 99,75 %), газообразный азот по ГОСТ 9293-74 (чистота 99,99 %).

Неэкстрагированные образцы пород, полностью насыщенные пластовой водой, помещали в кернодержатель в виде составной модели пласта. Вытеснение пластовой воды проводили фильтрацией дегазированной нефти Оренбургского НГКМ при пластовых условиях до прекращения выноса воды. Для создания остаточной водо-, нефте- и газонасыщенности через составную керновую модель пласта прокачивали газообразный азот. Окончательные значения остаточной водо-, нефте-, газонасыщенности моделей пласта приведены в табл. 3.

Таблица 2

Основные данные о модели пласта Оренбургского НГКМ

№ модели пласта Диаметр гі, см Длина І, мм Объем пор (по воде), см3 Пористость, вода, % Абсолютная проницаемость по азоту (атм. усл.), мД

1 29,35 29,90 3,38 16,80 16,26

29,35 29,95 2,86 14,10 12,51

29,35 59,85 6,24 15,45 14,40

2 29,15 28,30 2,66 14,10 0,90

28,90 29,80 2,49 12,50 0,80

29,03 58,10 5,15 13,30 0,85

3 2,94 30,00 2,55 12,50 3,21

2,945 29,20 2,88 14,50 2,32

2,9425 59,20 5,43 13,50 2,77

4 2,94 28,80 2,11 10,80 1,35

2,93 29,20 1,82 9,20 0,98

2,935 58,00 3,93 10,00 1,17

Таким образом, во всех моделях пласта была смоделирована нефтенасыщенность ниже порога начала фильтрации нефти (критической насыщенности).

Разделение проб вытесняемой нефти и смеси жидких углеводородов на углеводородную часть (масла) и смолистые вещества проводилось в лаборатории физического моделирования многофазных процессов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») в соответствии с ОСТ 153-39.2048-2003 [6].

Анализ компонентного состава газовой фазы и масел проводили в лаборатории комплексных исследований углеводородных систем (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») на хроматографе Уагіап СР 3800 в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008 [7] и СТО Газпром 5.5-2007 [8]. Концентрация компонентов газовой смеси рассчитывалась в процентах мольных. В составе масел определяли содержание нормальных и изопреноидных алканов, низкокипящих нафтеновых УВ (циклогексана и метилциклогексана), низкокипя-щих ароматических УВ (толуола, этилбензола, мета-, пара-, ортоксилолов и изопропилбензола). Обработку полученных хроматограмм проводили с использованием пакета прикладных программ Оаіахіе.

Таблица 3

Основные данные по водо-, нефте-, газонасыщенности и ФЕС моделей пласта Оренбургского НГКМ

№ модели пласта Ост. водо-насыщен-ность Я,, % Ост. нефте-насыщен-ность 5„, % Ост. газо-насыщен-ность Я,, % Прокачано объемов пор нефти V, доли ед. Прокачано объемов пор газа (азот) V, доли Полный коэф. вытеснения воды нефтью Абс. проницаемость для пластовой воды (пл. уел.), мД Фазовая проницаемость для нефти Кн, (пл. уел.), мД

1 27,22 58,21 14,57 6,91 6,16 0,6971 9,30 0,260

2 23,32 59,32 9,00 8,45 4,20 0,6822 0,64 0,003

3 14,74 58,09 27,17 16,99 15,04 0,8204 1,60 0,020

4 27,21 55,32 17,47 12,51 8,97 0,6167 0,77 0,036

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СМЕШИВАЮЩЕГОСЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНОГО СЫРЬЯ (ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ)...

Для третьей серии экспериментов пробу нефти отбирали в процессе создания водо-, нефте-, газонасыщенности (прокачано 15,04 объемов пор азота).

Анализ углеводородной части пробы (модель пласта № 3, ловушка № 0) нефти, вытесненной азотом при создании водо-, нефте-, газонасыщенности, показал увеличенное содержание нормальных алканов в диапазоне С12-С34, количество изопреноидных алканов до 5,8 % масс. по сравнению с исходной пробой нефти ОНГКМ (рис. 2).

Увеличение содержания компонентов С12-С34 является результатом растворения в нефти, насыщающей модель пласта, углеводородов остаточной нефти в керновой модели пласта. Хроматографический анализ показал, что компоненты С7-С11 в процессе наполнения ловушек № 0 и № 9 жидкими углеводородами были вынесены газовой фазой.

Число атомов углерода

Рис. 2. Распределение нормальных алканов во фракциях масел, выделенных из смеси жидких углеводородов, вытесненных из керновой модели пласта

Характер кривых распределения нормальных алканов в масляных фракциях пробы нефти, вытесненной газообразным азотом при создании водо-, нефте-, газонасыщенности (ловушка № 0), первой порции вытесненной смеси жидких углеводородов при циклической закачке толуола и газообразного азота (ловушка № 9) и исходной нефти, идентичен.

Более высокие содержания компонентов С17-С19 в масляных фракциях исходной пробы нефти по сравнению с их содержанием во фракциях масел пробы нефти, вытесненной циклической закачкой толуола и газообразного азота (ловушка № 9), позволяют судить о сорбции породой тяжелых углеводородов в процессе насыщения модели пласта нефтью и, соответственно, уменьшении эффективного сечения поровых каналов. Это подтверждается увеличением перепада давления на входе в модель пласта (рис. 3). Часть сорбированных тяжелых углеводородов экстрагируется в результате циклической закачки толуола и газообразного азота.

0,50-

0,30

0,15 0,10 0,05 0,00<

О 50 100 150 200 250 300

Время закачки, ч

Рис. 3. Изменение перепада давления на входе в модель пласта при насыщении модели пласта нефтью ОНГКМ

В процессе создания остаточной водо-, нефтенасыщенности на выходе из моделей пласта была проанализирована газовая фаза (модель пласта № 4).

Анализ пробы газовой фазы, отобранной на стадии формирования водо-, нефтенасыщенности модели пласта, показал следующий компонентный состав (% мольные): пС4 (4,99) > Сз (4,27) >

> 1С5 (2,27) > 1С4 (2,09) > пС5 (1,92) > С6 (1,66) > С2 (0,75) > С7 (0,24) >

> С8 (0,02) > С9+ (0,01).

В результате закачки порции азота в количестве 1,56 объемов пор в процессе формирования водо-, нефте-, газонасыщенно-сти модели пласта определен следующий компонентный состав (% мольные): С2 (1,12), С3 (1,21), 1С4 (0,85), пС4 (2,53), 1С5 (1,41), ПС5 (1,35), С6 (1,67), С7 (0,15), С8 (0,01), С^ (0,02).

Сравнительный анализ проб газовых фаз показал снижение в последней в несколько раз содержания всех компонентов, кроме этана и компонентов группы С6. Дальнейшая закачка газообразного азота в количествах 3,83 и 8,36 объемов пор не изменила компонентный состав газовой фазы, за исключением этана. В газовой фазе на протяжении всего процесса создания водо-, нефте-, газо-насыщенности модели пласта по сравнению с первой закачкой газа в количестве 1,56 объемов пор концентрация компонентов снизилась на порядок. Доминирующими компонентами в первых двух пробах являются н-бутан, н-пентан и их изомеры; в третьей пробе - компоненты группы С6 и толуол. Увеличение объемов закачки газообразного азота привело к пропорциональному уменьшению концентрации выносимых из модели пласта компонентов после каждого этапа закачки. Содержание компонентов С8 и С9+ на протяжении всего этапа вытеснения нефти из модели пласта практически не изменилось.

Таким образом, в процессе создания остаточной нефтенасы-щенности в модели пласта исходная нефть является растворителем углеводородов, содержащихся в неэкстрагированной породе пласта. Содержание в газовой фазе выносимых компонентов при фильтрации нефти превышает их содержание в выносимой газовой фазе при фильтрации газообразного азота. Отличие содержания компонентов С7-С11 от исходной нефти объясняется выносом их газовой фазой при подготовке модели пласта. Данное обстоятельство необходимо учитывать в дальнейшем при проведении подобных экспериментов.

В качестве растворителя углеводородов в моделях пласта использовали толуол, который закачивали в модель пласта в количестве 40 % от объема оставшейся в ней нефти. После 24-часовой выдержки модели пласта при термобарических условиях существования пласта закачивали порцию газообразного азота в объеме, приведенном к пластовым условиям, равном объему закачанного толуола. Таким образом, поочередная закачка толуола и азота составляла один цикл с суточной выдержкой после закачки каждого флюида. Всего было осуществлено восемь циклов закачек толуола и азота в каждой серии экспериментов. После каждой закачки отбирались пробы жидкой и газовой фаз для дальнейшего определения их компонентного состава. Жидкая фаза вытесняемой смеси углеводородов (ЖУВ) подвергалась разделению на углеводородную часть (масла) и смолистые вещества.

Дополнительную закачку газообразного азота (9-12 циклы) проводили в объеме, приведенном к пластовым условиям, равном объему закачанного толуола.

Суточную прокачку газообразного азота через модель пласта (циклы 13-27) проводили в объеме, приведенном к пластовым условиям, равном величине одного эффективного порового объема.

В табл. 4 представлены результаты вытеснения нефти ОНГКМ циклической закачкой толуола и газообразного азота (циклы 1-27).

Эффективность вытеснения ЖУВ при циклической закачке толуола, используемого в качестве растворителя, и газообразного азота выше в моделях пласта с более низкой проницаемостью показана на рис. 4.

Распределение нормальных алканов во фракциях масел, выделенных из смеси жидких углеводородов, вытесненных из керновой модели пласта в ходе циклической закачки толуола и азота во всех сериях экспериментов, не выявило доизвлечения углеводородной части.

В результате циклической закачки толуола и азота происходит монотонное снижение количества н-алканов в жидких углеводородах, извлекаемых из модели пласта.

Таблица 4 8

Основные результаты по вытеснению нефти ОНГКМ закачкой толуола

№ модели пласта Циклическая закачка толуола и сухого газа

закачка толуола закачка азота всего

объем закачанного толуола (пл. уел.), см3 выход ЖУВ (атм. уел.), г выход газовой фазы (атм. уел.), см3 объем закачанного газа (пл. уел.), см3 выход ЖУВ (атм. уел.), г выход газовой фазы (атм. уел.), ем3 выход ЖУВ (атм. уел.), г выход газовой фазы (атм. уел.), ем3

1 8,70 1,4829 700 8,70 5,4562 391 6,9391 1091

2 10,22 2,9044 521 9,76 2,7372 473 5,6416 994

3 10,54 1,9405 503 10,08 0,5678 96 2,5083 599

4 6,88 2,0046 309 6,88 0,0848 0 2,0894 309

№ модели пласта Дополнительная закачка сухого газа (циклы 9-12) Суточная закачка сухого газа (циклы 13-27) всего

закачка толуола закачка азота

объем закачанного газа (пл. уел.), см3 выход ЖУВ (атм. уел.), см3 выход газовой фазы (атм. уел.), см3 объем закачанного газа (пл. уел.), см3 выход ЖУВ (атм. уел.), см3 выход газовой фазы (атм. уел.), ем3 выход ЖУВ (атм. уел.), см3 выход газовой фазы (атм. уел.), ем3

1 - - - - - - 6,9391 1091

2 4,88 0,8388 560 13,50 0,0018 1400 6,4822 2954

3 5,04 1,5571 147 19,24 0,0168 2140 4,0822 2852

4 3,44 1,0589 106 10,35 0,0086 695 3,1569 1110

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

3.00

х

И

2.00 1,00

Выход ЖУВ Выход газовой фазы

N

2000 >к

1000 и

0,000

0,020 0,030

Проницаемость, мД

0,050

Рис. 4. Выходы ЖУВ и газовой фазы

Содержание спирто-бензольных смол в исходной пробе разга-зированной нефти Оренбургского НГКМ (ГП-10, С-402) и в ЖУВ, вытесненных в результате циклической закачки толуола и газообразного азота, в экспериментах установлено на уровне 4,71 % масс. (принято за фоновый показатель) и 3,02-12,71 % масс., соответственно (данные лаборатории комплексных исследований углеводородных систем ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

Если сравнивать полученные данные с фоновым показателем, то действительно наблюдается превышение смолистых веществ в пробах жидких углеводородов, вытесненных растворителем. Некоторое увеличение смол в ЖУВ связано с экстрагированием толуолом сорбированных породой высокомолекулярных соединений. В четвертой серии экспериментов количество извлеченных смол из жидких углеводородов составило всего 4,87 % масс. Превышение содержания смол в ЖУВ по отношению к исходной пробе разгазированной нефти ОНГКМ находится в пределах ошибки их определения.

В газовой фазе, выносимой циклической закачкой толуола и газообразного азота во всех экспериментах, концентрации обнаруженных компонентов С3, пС4, Ю4, пС5, Ю5, С7, С8, С9 монотонно убывают. На фоне снижения концентрации остальных

компонентов наблюдается стабильный выход компонентов группы С6 и толуола. Увеличение количества закачанного газообразного азота приводит к снижению содержания компонентов группы С6 и доминированию в газовой фазе толуола. В экспериментах содержание в газовой фазе компонентов группы С6 составило 1,48-7,30 % мольн.; толуола - от 0,45 до 11,44 % мольн.

Для наглядности были построены графики распределения углеводородных компонентов, выносимых газовой фазой в процессе циклической закачки толуола и газообразного азота (циклы 1-8) (рис. 5); дополнительной закачки газообразного азота в объеме, приведенном к пластовым условиям, равном объему закачанного толуола (циклы 9-12); суточной прокачки азота через модель пласта в объеме, приведенном к пластовым условиям, равном величине одного эффективного порового объема (циклы 13-27) (рис. 6).

0,8

0,7

0,6

0,5

я

§ 0,4

8

- 0,3 0,2 0,1 0

0123456789 "9

Циклы закачки толуола

Рис. 5. Распределение углеводородных компонентов в газовой фазе, выносимой из керновой модели пласта в процессе закачки толуола

Максимальный выход углеводородных компонентов в газовой фазе, выносимой из керновой модели пласта в процессе закачки толуола и газообразного азота, наблюдается в 7, 9 и 11 циклах, соответственно. Дальнейшее увеличение объемов закачки азота в циклах 12-27 привело к пропорциональному уменьшению концентрации выносимых из модели пласта компонентов.

Рис. 6. Распределение углеводородных компонентов в газовой фазе, выносимой из керновой модели пласта в процессе закачки азота

Из-за высокой стоимости растворителей очень важно знать долю закачанного растворителя, которую можно вернуть в производственный процесс для вторичного его использования при интенсификации добычи высокомолекулярного сырья. В экспериментах содержание толуола в ЖУВ составило 65-89 % масс, в газовой фазе - 0,45-11,44 % мольн.

В выполненных экспериментах объем пор образцов породы в экспериментах варьирует в пределах 4-6 см3. На выходе из модели пласта навески проб жидких углеводородов составляли сотые, в лучшем случае - десятые доли граммов, а объемы газовой фазы - от нескольких сантиметров до десятков кубических сантиметров. На достоверность результатов химико-аналитических исследований при определении компонентного состава углеводородов и смолистых веществ в подобных пробах, кроме незначительного объема, также оказывает существенное влияние разбавление их растворителем, а затем концентрирование (выпаривание растворителя). В результате погрешность определения компонентного состава углеводородов возрастает и может значительно превышать ошибку измерения. Для проведения качественного анализа объем проб флюида должен превышать исследуемые в экспериментах навески приблизительно в 10 и более раз. Следовательно,

подобные эксперименты необходимо проводить либо на моделях пласта большей длины, либо использовать полноразмерный керно-вый материал, который должен быть отобран и храниться согласно действующим нормативным документам. Это приведет к значительному увеличению сроков проведения фильтрационных экспериментов. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана проектноконструкторская документация на кернодержатели с использованием полноразмерного кернового материала: поровый объем увеличивается приблизительно в 10 раз.

Для оценки степени эффективности доизвлечения высокомолекулярных соединений нефти из модели пласта, составленной из неэкстрагированных образцов породы с искусственно созданной остаточной водо-, нефте-, газонасыщенности с использованием разгазированной нефти ОНГКМ, необходимы дополнительные исследования по определению состава и количества высокомолекулярных соединений, содержащихся в породе неэкстрагирован-ного керна.

Разнообразие компонентного состава углеводородной части и смолистых веществ в нефти и смеси ЖУВ, полученных из модели пласта фильтрацией растворителей, вызывает необходимость установления природы этих компонентов.

Увеличение объемов вытесненных флюидов позволит расширить круг методических исследований (оптическая микроскопия, рентгенографический и микрорентгеноспектральный (зон-довый) анализы, изотопный и др.), выполненных в соответствии с нормативно-методическими документами. Это позволит получить, при условии проведения качественной пробоподготовки, дополнительные знания с достаточной степенью достоверности.

Необходимо усилить минералогическое сопровождение комплексных экспериментальных исследований по выбору и оценке эффективности способов воздействия на карбонатные породы, слагающие пласт нефтегазоконденсатных месторождений, предусматривающее решение следующих задач:

• определение состава и текстурно-структурных особенностей исходных пород, слагающих продуктивную толщу с целью их идентификации до и после воздействия на них различными способами;

• выявление и изучение форм нахождения высокомолекулярных углеводородов, предусматривающее (по возможности) их идентификацию, определение размера и морфологии выделения;

• определение форм нахождения в породах микроэлементов

Формулирование рекомендаций для промысловых испытаний наиболее эффективных технологий подразумевает проведение лабораторных экспериментов по моделированию технологий добычи высокомолекулярного сырья различными способами (вибро-акустические методы, внутрипластовое горение, парогазовое воздействие, использование поверхностно-активных веществ, закачка горячих растворителей и газа, сверхкритических жидкостей и др.) с учетом физико-химических свойств пород и компонентов нефти месторождений углеводородов.

Выводы

Анализ результатов исследований позволяет сделать следующие выводы.

1. Методом физического моделирования выполнена серия экспериментов по извлечению углеводородов (масел) и смолистых веществ, находящихся в неэкстрагированных образцах керна артин-ского, ассельского и сакмарского ярусов Оренбургского НГКМ, с предварительно созданной искусственным путем остаточной водо-, нефте-, газонасыщенности.

2. Пробы нефти Оренбургского НГКМ (ГП-10, С-402) и вытесняемых смесей жидких углеводородов из керновой модели пласта были разделены на углеводородную часть (масла) и смолистые вещества. Для пробы нефти Оренбургского НГКМ (ГП-10, С-402) предварительно установлен фоновый показатель содержания спирто-бензольных смол на уровне 4,71 % масс.

3. Методом газовой хроматографии проведен анализ составов углеводородной части (масел) в вытесняемой смеси жидких углеводородов и выносимой из модели пласта газовой смеси на стадии подготовки модели пласта при создании остаточной водо-, нефте-, газонасыщенности; в процессе циклической закачки толуола и газообразного азота; дополнительной и суточной закачек газообразного азота.

Результаты анализа компонентного состава масел в вытесняемой смеси жидких углеводородов показали, что в ходе циклической закачки толуола и азота доизвлечения углеводородной части не наблюдается. Содержание толуола в пробах вытесняемых смесей жидких углеводородов в экспериментах устанавливается на уровне 65-89 % масс., в газовой фазе - от 0,45 до 11,44 % мольн.

4. Содержание смол в вытесняемой смеси жидких углеводородов варьируется в интервале от 3,0 до 13,0 % масс. Некоторое увеличение смол в ЖУВ связано с экстрагированием толуолом сорбированных породой высокомолекулярных соединений. В четвертой серии экспериментов превышение содержания смол в ЖУВ (4,87 % масс.) по отношению к фоновому показателю исходной разгазированной пробы нефти ОНГКМ (ГП-10, С-402) не превышает ошибки их определения.

5. Для оценки степени эффективности доизвлечения высокомолекулярных соединений нефти из модели пласта, составленной из неэкстрагированных образцов породы, в которой была создана искусственным путем остаточная водо-, нефте-, газонасыщенность с использованием разгазированной нефти ОНГКМ, необходимы дополнительные исследования по определению состава и количества высокомолекулярных соединений, содержащихся в неэкстрагиро-ванных образцах породы с использованием полноразмерного кер-нового материала и дополнительных специальных методов исследования.

6. Формулирование рекомендаций для промысловых испытаний наиболее эффективных технологий подразумевает проведение комплексных лабораторных экспериментов по моделированию технологий добычи высокомолекулярного сырья различными способами с учетом физико-химических свойств пород и компонентов нефти месторождений углеводородов.

Список литературы

1. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

2. Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта

газоконденсатных месторождений: сб. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. -С.27-38.

3. ОСТ 153-39.2048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей.

4. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем / Д.А. Эфрос. - М.: Гостехиздат, 1963.

5. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1971.

6. ОСТ 153-39.2048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей.

7. ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности.

8. СТО Газпром 5.5-2007. Конденсат газовый нестабильный. Методика определения компонентно-фракционного и углеводородного состава.