Лабораторные исследования ПИВ

С целью определения перспектив внедрения плазменно-импульсной технологии для извлечения тяжелых и высоковязких нефтей месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов на кафедре разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа СПГГИ (ТУ) (зав. кафедрой – профессор Рогачев М.К., научный руководитель работы – профессор Молчанов А.А., исполнитель - аспирант Максютин А.В.) были выполнены лабораторные измерения свойств высоковязких нефтей Татарстана (верхний карбон Ромашкинского месторождения, ρ=0,874 г/см³, μ=40,9 мПа·с) и республики Коми (терригенный пласт Усинского месторождения, ρ=0,94-0,97 г/см³, μ=710 мПа·с; Ас-23%, П-12% ) серией импульсов плазменно-импульсного воздействия. Так как вязкость этих нефтей в значительной мере зависит от температуры пласта, измерения проводились при температурах: +10ºС,+20ºС,+30 ºС,+50ºС и +70 ºС.

Целью данных исследований было изучение возможностей снижения аномалий вязкости высоковязких нефтей (ВВН) при плазменно-импульсном воздействии на продуктивный пласт.

Экспериментальные исследования реологических и фильтрационных свойств высоковязких нефтей проводились с использованием современных установок фирмы Coretest System Corporation: автоматизированного вискозиметра Hezzog – HVZ 472; ротационного вискозиметра Rheotest 4.1; установок фильтрационных измерений –645; исследований капиллярного давления – 764 и ИК- Фурье спектрометра Vertex 70 ( фирма Bruker, Германия).

Регулирование тиксотропных свойств высоковязких нефтей при деформировании с постоянной скоростью сдвига приводит к снижению эффективной вязкости со временем. Тиксотропия является обратимым процессом и после снятия нагрузок разрушенная коагуляционная структура жидкости восстанавливается. Длительность восстановления структуры после снятия нагрузок представляет практический интерес.

Площадь петли гистерезиса соответствует энергии, отнесенной к объему образца, подвергнутого сдвигу и определяет величину энергии, необходимой для разрушения тиксотропной структуры.

Применение ПИВ на месторождениях ВВН способствует ослаблению тиксотропной структуры ВВН и обеспечивает продолжительный эффект. Как показали измерения восстановление структур нефти РТ – 110 дней, Усинской нефти – 195 дней. Площадь петли гистерезиса – на 48% (рис. 1).

Рис. 1. Реологические кривые прямого и обратного хода (петля гистерезиса) нефти Усинского месторождения (Т=10 0С)

Для изучения изменения вязкости от плазменно-импульсного воздействия были выполнены измерения образцов ВВН при температурах +20, +40 и +80 ºС вскоре после воздействий, а также спустя 10, 100, 200 дней после обработки ПИВ.

Рис. 2. Зависимость эффективной вязкости нефти от изменения скорости сдвига

а) при Т = +20 оС, б) при Т= +40 оС.

Полученные результаты показали снижение вязкости после ПИВ на 10 – 20 % в диапазоне температур +20 .. +40 ºС. С увеличением температуры +40 .. +80 ºС различия в значениях вязкости уменьшается, что связано с уменьшением интенсивности проявления аномалий вязкости нефти. По-видимому, воздействие упругими волнами приводит к изменению структуры межмолекулярного взаимодействия, характеризующего тиксотропные свойства пластового флюида.

Повторные измерения обработанных ПИВ ранее образцов нефти через 10, 60, 100, 200 дней показали незначительное изменение вязкости. В связи с этим можно предположить, что воздействие носит продолжительный во времени эффект.

В таблице 1 приведены результаты исследований реологических свойств высоковязких нефтей Усинского нефтяного месторождения при воздействии ПИВ (количество импульсов от 10 до 40), свидетельствуют о снижении вязкости нефти на 30%, а проявление тиксотропных свойств - до 40% в зависимости от вязкости обрабатываемой нефти.

Таблица 1. Результаты исследований реологических свойств высоковязких нефтей при плазменно-импульсном воздействии

№ пробы нефти	Эффективная вязкость нефти, мПа*с		Площадь петли гистерезиса, Дж/м²		Энергия тиксотропии, Дж/м³
№ пробы нефти	До обработки	После обработки	До обработки	После обработки	До обработки	После обработки
1	682	620	5,72	4,20	1,49*10⁴	1,31*10⁴
2	342	267	4,32	2,95	1,65*10³	1,48*10³
3	212	149	2,11	1,43	1,24*10³	0,95*10³
4	235	172	2,53	1,57	1,78*10³	1,02*10³
5	14550	9877	87,15	75,72	1,85*10⁵	1,33*10⁵
6	1792	1367	20,30	15,63	1,17*10⁴	0,73*10³
7	407	329	5,19	3,11	7,8*10²	4,03*10²

Исследования вязкоупругих свойств высоковязких нефтей позволяет уточнить свойства флюида, обладающего свойствами жидкого и твердого тел, проявляющих упругое восстановление формы после снятия напряжения сдвига.

Рис. 3. Зависимость угла сдвига фаз от частоты колебаний Усинской нефти до и после воздействия при различных температурах

На рис.3 представлена зависимость угла сдвига фаз нефти Усинского нефтяного месторождения от частоты колебаний при обработке по технологии ПИВ при различных температурах. Напомним, что угол сдвига фаз показывает преобладание характеристик ньютоновской жидкости или идеального твердого тела в модели вязкоупругой системы.

В целом, результаты исследований подтверждают возможности ПИВ снижать вязкоупругие свойства ВВН. Отметим стремление ВВН после обработки ПИВ к увеличению значений угла сдвига фаз при температурах +10..+50 ºС, показывающим увеличение характеристик ньютоновской жидкости в вязкоупругой системе, а это значит увеличения подвижности нефти после ПИВ и с ростом температуры.

Установлен интервал частичного восстановления структуры ВВН после ПИВ. Для нефти верхнего карбона РТ восстановление 45-50% структуры достигло за 110 дней, для нефти Усинского месторождения 25-35% структуры - за 195 дней. Данные результаты позволяют объяснить продолжительный эффект от обработки ПИВ и определить периодичность обработки месторождений ВВН плазменно-импульсной технологией.

Влияние ПИВ на изменение эффективной вязкости ВВН проводилось на установке Rheotest RN 4.1 также при разных температурах, при изменении скорости сдвига.

Лабораторные измерения показали:

Вязкость нефти из верхнего карбона Ромашкинского месторождения при ПИВ уменьшается на 29% ( t = + 40ºС), напряжение сдвига при увеличении скорости сдвига уменьшается на 30% при t = + 40ºС.
Вязкость нефти Усинского месторождения при 30 импульсах обработки ПИВ уменьшается на 30% при t = + 50ºС.

Таблица 2. Зависимость вязкоупругих свойств нефти от температуры и обработке по технологии ПИВ

Температура, ^оС	Обработка технологией ПИВ	Комплексная вязкость, мПа*с	Вязкая компонента, мПа*с	Упругая компонента, мПа*с	Угол сдвига фаз, град.
10	нет	13500,0	13470	904	86,16
10	да	9907	9897	442	87,45
30	нет	2201	2081	718	70,97
30	да	1814	1706	619	75,33
50	нет	1011	805	612	52,76
50	да	1840	709	451	57,53

Было изучено влияние плазменно-импульсного воздействия на дисперсность асфальтенов в нефти методом инфракрасной фотоколлометрии.

Для проведения спектрального анализа Усинской нефти до и после плазменно-импульсного воздействия был использован ИК-Фурье спектрометр VERTEX 70 (фирма Bruker, Германия), спектральный диапазон которого от 7500 до 370 см^-1.

Применение ИК-спектрального метода для анализа влияния ПИВ на состояние асфальтеновых частиц вызвано тем, что последние при частоте волновых колебаний 1600-1650 см^-1 имеют четкий спектр поглощений (светопропускания), оптической плотности в инфракрасном спектре. Спектры исследуемых проб нефти Усинского нефтяного месторождения в виде зависимости оптической плотности образцов нефти от частоты волновых колебаний до и после ПИВ приведены на рис. 3.

В коротковолновой области спектра в интервале частот 1610 и 1640 см^-1 проявляется полоса валентных колебаний ароматических двойных связей. Полоса 1610 см^-1 отвечает колебаниям невозмущенных валентных колебаний ароматических связей. Полоса 1640 см^-1 относится к колебаниям тех же связей, включенных в межмолекулярное относительно слабое взаимодействие. Видно, что оптическая плотность, а значит и светопропускание нефти на частоте 1640 см^-1 уменьшается.

Это происходит в результате увеличения количества ядер и роста свободной поверхности асфальтеновых частиц, что возможно только при диспергировании асфальтенов.

Рис. 4. Регистограмма спектра Усинской нефти
а) в диапазоне длин волн от 600 1/см до 7000 1/см до и после ПИВ
б) в диапазоне длин волн от 1500 1/см до 1700 1/см до и после ПИВ

Фильтрационные исследования проводились на образцах керна до и после ПИВ на установке FDES-645.

При фильтрации нефти Усинского месторождения после обработки снижается градиент давления и возрастает подвижность нефти. С увеличением количества импульсов обработки модели продуктивного пласта эффект увеличивается.

Фильтрационные исследования керна с нефтью Усинского меторождения после обработки их 40 импульсами при температуре +30ºС показали, что подвижность нефти увеличилась в 2,2-2,7 раза, при температуре +50ºС – в 2,5 -2,9 раза (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость подвижности от разности давлений при фильтрация нефти Усинского месторождения
а) при +30 0С; б) при +50 0С

Совместное применение теплового воздействия и ПИВ позволяют увеличить подвижность нефти Усинского месторождения в 15-20 раз.

Исследование капиллярного давления проводилось на установке TGC-764 на образцах водонасыщенного керна (водный раствор CaCl2 с плотностью - 1,01 г/см³). После обработки ПИВ капиллярное давление возросло в 1,5-2,0 раза при насыщении керна менее 40%. Данный результат свидетельствует об увеличении фильтрационного сопротивления по отношению к водной фазе. Полученный эффект объясняется процессом гидрофобизации коллектора, в частности изменением характера смачиваемости пористой среды керна под действием ПИВ.

При использовании плазменно-импульсного воздействия увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта.

Экологическая чистота, работает в естественных геологических условиях скважин без добавок реагентов;
Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) используется при любой обводненности;
Улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, и продуктивных пластов в целом;
Значительно увеличивает дебит нефти на скважинах эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки;
Кратно увеличивает приемистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения;
Воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом;
Технология дает положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности;
Безопасна в эксплуатации;
Сокращает период освоения новой скважины и срок вывода ее на режим эксплуатации.

Исследования осуществляются ООО "Новас Ск" при грантовой поддержке Фонда «Сколково»»	Главная \| Услуги \| О компании \| Проекты \| Технология \| Контакты \| Правовая информация \| Карта сайта \| О проекте
	тел: +7 (495) 225 62 40 / e-mail: info@novas-energy.ru