авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения белый тигр

-- [ Страница 2 ] --

Эффективность обработок оценивается по-разному: по изменению коэффициента продуктивности и дебита скважин до и после обработки; относительному приросту дебита; общей дополнительной добыче нефти; изменению профилей притока; успешности обработок (отношение количества эффективных операций к общему числу обработок).

Сравнение эффективности различных видов КО в скважинах нижнего олигоцена, проведенных в разных геолого-промысловых условиях, показывает, что в целом кислотные эмульсионные обработки характеризуются большей эффективностью по сравнению с обычными КО и обработками под давлением. Причем эффект выше по дополнительной добыче нефти, по проценту успешных обработок и имеет место в тех случаях, где до проведения глинокислотных эмульсий (ГКЭ) обработки эффекта от проведения других видов обработок получено не было. Это объясняется тем, что ГКЭ обработки многократно замедляют скорость растворения терригенного коллектора за счет уменьшения поверхности контакта эмульсии с породой из-за включения пузырьков воздуха и значительного ограничения диффузии свежих порций кислоты к местам ее контакта с породой вследствие стабильности системы.

Рассмотрены геолого-физические и технологические факторы, оказывающие превалирующее влияние на эффективность обработок. Последующая формализация процесса на основе моделирования позволяет осуществить научно обоснованный выбор скважин и подобрать оптимальную технологию воздействия с целью повышения эффективности соляно-кислотных обработок.

В четвертой главе приведены результаты лабораторных исследований по выбору новых композиций химреагентов на основе глинокислоты и замедлителей реакции с терригенной породой:

- выбор оптимального соотношения HCl и HF в кислотном растворе;

- выбор оптимальной концентрации нефти для создания НКЭ;

- выбор типа эмульгатора и его оптимальной концентрации для устойчивости НКЭ при высоких температурах;

- выбор типа ингибитора коррозии и его оптимальной концентрация для высокотемпературных пластов;

- лабораторные эксперименты на моделях пласта для предлагаемых композиционных составов;

- совершенствование технологической обработки высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр».

Лабораторные исследования проводились в УГНТУ, СП «Вьетсовпетро» на специальном оборудовании.

К композициям химреагентов были предъявлены следующие основные требования: состав должен максимально глубоко проникать в ПЗП; состав должен быть минимально коррозионно-активной; состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции кислоты с горной породой; компоненты состава должны быть доступны; иметь невысокую стоимость, производиться на отечественных заводах.

Собран промысловый материал по скважинам, подвергшимся глино-кислотному воздействию за последние 20 лет, и проведена предварительная обработка данных. Исходный промысловый материал представлен месторождением «Белый Тигр» по добывающим и нагнетательным скважинам.

Оптимальный состав глинокислотных растворов для обработки ПЗП залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» и их концентрации выбирались на основе: геолого-технических условий залежи нижнего олигоцена; промыслового опыта ведущих сервисных и нефтяных компаний в области кислотных обработок ПЗП терригенных коллекторов; сохранения преимуществ растворов НКЭ, применяемых СП «Вьетсовпетро»; возможности внедрения технологии обработки ПЗП в промысловых условиях.

В соответствии с этими рекомендациями выбор кислотных составов зависит от следующих факторов: от растворимости горной породы в глинокислотном растворе; содержания кварца в породе; полевого шпата в породе; глины в породе; алевролита; проницаемости ПЗП; пластовой температуры.

Были проведены эксперименты по растворимости пород нижнего олигоцена (терригенные пласты) месторождения «Белый Тигр» с различными кислотными растворами на восьми образцах горных пород.

В таблице 2 приведены глинокислотные растворы, которые могут применяться для ПЗП добывающих скважин объекта нижнего олигоцена пласта месторождения «Белый Тигр». Наиболее эффективной композицией является вариант 2, включающий 1,5 % HF и 8 % HCl.

Таблица 2 – Предлагаемые базовые кислотные составы для глинокислотных обработок

Варианты выбора Кислотные составы и их концентрации в глинокислотных растворах, % масс.
HF НСl СН3СООН C3H12NO9P2
1 1,0 6,0 5,0 2,0
2 1,5 8,0 5,0 2,0
3 2,0 10,0 5,0 2,0

Для обработки ПЗП скважин, выходящих из бурения, предпочтительно использовать глинокислотные растворы с базовой кислотой HF 2,0% концентрации.

Одним из важнейших свойств эмульсии является ее стабильность. Для оценки стабильности эмульсии используются такие методы, как определение напряжения пробоя, время фазового расслоения. В работе оценивалась стабильность эмульсии путем определения процента фазового расслоения и электростабильность во времени.

В экспериментах использовалась товарная нефть месторождения «Белый Тигр», глинокислотный раствор (HCl (10%), HF (2%), CH3COOH (5%)) и ингибитор коррозии «Азимут-14», из которых с помощью пропеллерной электромешалки (в течение 20 мин при 2000 об/мин, без доступа воздуха) готовилась НКЭ с объемным содержанием кислоты 60%. При этом в процессе приготовления в эмульсию добавлялся эмульгатор.

На рисунке 1 показана зависимость электростабильности НКЭ без эмульгатора от концентрации кислоты и нефти.

Для более наглядного представления влияния эмульгатора «Ярлан-Э-1» исследовались реологические свойства НКЭ, приготовленных в лабораторных условиях. В качестве дисперсной фазы использовали кислотной раствор. Дисперсионной фазой служили нефти месторождения «Белый Тигр». Были использованы растворы с концентрацией эмульгатора «Ярлан Э-1» 0; 0,05; 0,1; 0,5; 1% (рисунок 2).

 Из рисунка 2 видно, что с увеличением концентрации эмульгатора и повышением-2

Из рисунка 2 видно, что с увеличением концентрации эмульгатора и повышением температуры поверхностное натяжение уменьшается.

Кроме этого, было исследовано влияние концентрации эмульгатора на вязкость эмульсии. На рисунке 3 изображены графики зависимости вязкости НКЭ от температуры с различными концентрациями эмульгатора.

Из графика видно, что вязкость эмульсий уменьшается с повышением температуры и увеличивается с повышением концентрации эмульгатора. При более высоких температурах разница в значениях вязкости становится незначительной. Увеличение вязкости эмульсий с повышением концентрации эмульгатора в них обусловливается увеличением взаимодействия между каплями, благодаря более тесному сближению глобул кислотного раствора, вследствие чего трение между слоями увеличивается и вязкость растёт.

Готовая НКЭ выдерживалась в течение 0 - 4 часа, после чего определялась ее электростабильность при 20 и 70 °С (Таблица 3).

Таблица 3 - Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий при температуре 20 и 70 оС

Время, мин Электростабильность обратных нефтекислотных эмульсий, В
при температуре 20 оС при температуре 70 оС
0 176 176
30 168 152
60 160 137
90 156 127
120 154 122
240 148 117

Как видно из таблицы 3, добавление к эмульсии эмульгатора повышает ее агрегативную устойчивость. Кроме того, эмульгатор «Ярлан-Э-1» позволяет получить НКЭ с высокой термостабильностью. Для ее оценки измеряли электростабильность эмульсии после подогрева до 70 °С. В результате НКЭ с эмульгатором «Ярлан-Э-1» практически не потеряла агрегативной устойчивости, а ее электростабильность восстановилась более чем на 90%.

В таблице 4 представлены рекомендуемые оптимальные концентрации эмульгатора в нефтекислотной эмульсии, необходимые для сохранения ее целостности в процессе кислотной обработки.

Таблица 4- Рекомендуемые оптимальные концентрации эмульгатора при различных температурах

Температура, OC Оптимальные концентрации, определенные по методам: Рекомендуемые концентрации, % масс.
по поверхностному натяжению, % масс. по вязкости нефти, % масс.
20 0,084 0,081 0,083
40 0,096 0,094 0,095
60 0,130 0,110 0,120
90 0,150 0,140 0,150
130 0,180 0,180 0,180

Для практического применения новой кислотной эмульсии следует изучить ее коррозионные характеристики, при необходимости, найти оптимальное содержание ингибитора коррозии.

Были проведены две серии опытов:

Первая серия – при комнатной температуре и давлении. В данном опыте использовался состав глинокислотного раствора (HCl (10%) + HF (1,5-2%) + CH3COOH (5%)) и соляная кислота (HCl 8%, HCl 10%) и разные концентрации ингибитора коррозии. Ингибитор коррозии в новом составе тот же, какой традиционно применяется в СП «Вьетсовпетро» и России (Азимут-14). Результаты опытов при комнатной температуре и давлении приведены на рисунке 4. Скорость коррозии обычно высока в коротком начальном промежутке времени контактирования, когда формируется защитная пленка (образующаяся абсорбцией органического вещества на поверхности металла). Когда защитная пленка формируется эффективно, увеличение времени контактирования ведет к уменьшению скорости коррозии. Со временем защитная пленка разрушается по десорбционному механизму.  Динамика изменения скорости коррозии при использовании различных-5

Рисунок 4 - Динамика изменения скорости коррозии при использовании различных ингибиторов

Результаты, приведенные на рисунке 4, подтверждают вышесказанное. Концентрация WHT-8255 (2,5V) + WCL-1212 (1,5V), которая используется в СП «Вьетсовпетро», и концентрация «Азимут-14» 2% является оптимальным вариантом ингибитора коррозии.

Вторая серия опытов проводилась при температуре 70 оС. Сравнение результатов опытов при температуре 70 oC с результатами опытов при комнатной температуре и давлении показало, что коррозия при высокой температуре происходит интенсивнее. Для традиционного ингибитора СП «Вьетсовпетро» и ингибитора «Азимут-14» при одном и том же времени контактирования (1 час) скорость коррозии при комнатной температуре составила 1,56 мм/год, а при температуре 70 oC – 8,6 мм/год.

Таким образом, экспериментальные исследования оценки способности ингибирования коррозии нового кислотного состава показали, что составы предлагаемых эмульсий удовлетворяют требованиям контроля коррозии (скорость коррозии не превышает 10 мм/год).

Для лабораторных испытаний на модели пласта была составлена «Программа лабораторного испытания композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта путем кислотных обработок пластов на модели залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр». Результаты представлены в таблице 5.

Из таблицы 5 видно, что коэффициент восстановления проницаемости для нефти при кислотной обработке составом «Опыт №1» изменяется от 62 до 81 % (среднее значение 74 %), а коэффициент восстановления проницаемости для воды при кислотной обработке составом «Опыт №2» изменяется от 107 до 202 % (среднее значение 165 %). С приращением коэффициента восстановления проницаемости 0,19 новая эмульсия вполне удовлетворяет ожидаемым результатам. Коэффициент восстановления для нагнетательной скважины так же высокий.

Таблица 5 - Результаты лабораторных испытаний по способности восстановления проницаемости керна после кислотной обработки для добывающих и нагнетательных скважин

№ п/п Этап испытания Результат испытания образцов породы
добывающих скважин нагнетательных скважин
№ 1 № 2 № 3 Сравнительный образец № 5 № 6 № 7
1 Начальная проницаемость чистого керна k1, мкм2 0,0323 0,0945 0,0108 0,0060 0,0183 0,0061 0,0008
2 Проницаемость загрязненного керна (органические и неорганические загрязнения) k2, мкм2 0,0065 0,0099 0,0001 0,0017 0,0018 0,0038 0,0003
3 Проницаемость после обработки k3, мкм2 0,0121 0,0412 0,0044 0,0021 0,0187 0,0052 0,0011
4 Коэффициент восстановления проницаемости kвосст. = k3/[(k1+k2)/2] /Пр. 2/ 0,62 0,79 0,81 0,55 1,87 1,07 2,02
Примечания: - Средний коэффициент восстановления проницаемости по трем опытам (0,81+0,62+0,79)/3 = 0,74; - Приращение коэффициента восстановления по сравнению со сравнительным образцом: 0,74-0,55 = 0,19. (Погрешность установки 5%) Среднее значение коэффициента восстановления 1,65


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.