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:   || 2 | 3 |

Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.276 На правах рукописи

ГАФАРОВ АЛЬБЕРТ ШАМИЛЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ

СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2009

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович
кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович
Ведущая организация НПО «Нефтегазтехнология»

Защита диссертации состоится 27 марта 2009 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)
по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 февраля 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

Общая характеристика работы

Актуальность работы

В общем балансе разведанных и находящихся в разработке нефтяных и нефтегазовых залежей России карбонатные коллекторы содержат значительные запасы нефти.

Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора нефти, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти. Это связано со сложностью геологического строения, неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами пластов, высокой вязкостью нефти и пр. Из этого следует, что повышение эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах имеет важное народно-хозяйственное значение и в последние годы является приоритетной задачей научно-практической деятельности многих коллективов. Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны, прежде всего, с разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зон пласта.

Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили соляно-кислотные технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.

Способность к растворению нефтесодержащих пород, возможность использования в различных геолого-физических условиях и на различных стадиях разработки месторождения, технологичность и доступность реагента – соляной кислоты – делают этот вид обработок в карбонатных пластах более выгодным и распространенным по сравнению с другими.

Однако технологии с использованием соляной кислоты характеризуются и существенными недостатками: низким охватом воздействия по толщине и глубине пласта растворами соляной кислоты, высокой коррозионной активностью к металлическому оборудованию, снижением эффективности обработок призабойной зоны пласта (ПЗС) в два и более раз при росте обводненности продукции свыше 30…40 %. В залежах, работающих на режиме истощения при Рпл < Рнас, эффективность кислотных обработок невысока, так как низкие пластовые давления не обеспечивают качественного удаления продуктов реакции из ПЗС, а выделение газовой фазы из нефти в пласте снижает ее фазовую проницаемость и раньше времени приводит к образованию и выделению асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО).

В связи с этим дальнейшее повышение эффективности соляно-кислотных методов воздействия на карбонатный пласт, особенно в осложненных условиях (в условиях высокой обводненности продукции скважин, наличия свободной газовой фазы в отбираемой продукции, отложений АСПО в ПЗС), требует совершенствования существующих и создания новых технологий. При этом наилучшими технологиями будут те, которые обеспечат комплексное воздействие на пласт.

Цель работы разработка технологий повышения продуктивности нефтяных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии (КОГЭ) на основе использования жидких углеводородов (ЖУ) «пентаны + высшие».

Основные задачи исследований:

1. Установление «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии и характера её взаимодействия с породой коллектора;

2. Исследование влияния ингредиентов кислотообразующей гидрофобной эмульсии на свойства и параметры пластовой нефти на давление насыщения нефти газом, на растворимость асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, на фазовую проницаемость породы по нефти;

3. Экспериментальное изучение возможности использования КОГЭ для двухрастворной обработки неоднородных карбонатных коллекторов;

4. Установление оптимальных геолого-физических условий для использования КОГЭ, разработка временной инструкции по обработке ПЗС кислотообразующей эмульсией и проведение опытно-промышленного внедрения предложенных технологий.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных и промысловых методов исследований. При анализе результатов исследований применялись методы математической статистики с привлечением современных программных продуктов.

Научная новизна результатов работы

1. На основе статистической обработки экспериментальных данных выведены аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей гидрофобной эмульсии с заданными значениями вязкости и объёмного содержания образуемой соляной кислоты.

2. Уточнен механизм взаимодействия кислотообразующей гидрофобной эмульсии с породой коллектора: образуемая после распада эмульсии соляная кислота будет расширять не только поровые каналы и их проходные сечения, но и образовывать новые каверны.

3. Показано, что искусственное обогащение пластовой нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом и повышает фазовую проницаемость породы по нефти.

4. Предложены технологии обработок ПЗС в условиях пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом на основе жидких углеводородов
«пентаны + высшие».

5. Установлены геолого-физические характеристики продуктивных пластов – тип коллектора, характер неоднородности, соотношение проницаемостей в различных слоях коллектора, температура пласта, вязкость нефти для эффективного использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

Основные защищаемые положения:

  • аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей гидрофобной эмульсии с заданными свойствами;
  • результаты исследований влияния составляющих кислотообразующей гидрофобной эмульсии после ее разложения на свойства и параметры нефти;
  • результаты оценки «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие» и характера ее взаимодействия с породой коллектора;
  • результаты определения оптимальных геолого-физических характеристик продуктивных пластов для эффективного использования КОГЭ;
  • новые технологии для обработки ПЗС в условиях пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом.

Практическая ценность результатов работы

Разработаны и внедрены:

1. Технологии повышения продуктивности малодебитных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом на основе использования жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии;

2. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005 г.); международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2008 г.); на 59 научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2008 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы, включающего 98 наименований, двух приложений. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков и 31 таблицу.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе проанализированы причины ухудшения состояния призабойной зоны скважин. На основе выполненного анализа расширена и уточнена классификация причин, ухудшающих состояние ПЗС. Классификация позволяет получить представление о характере и многочисленности факторов, отрицательно влияющих на производительность скважин с момента её строительства до окончания эксплуатации, осуществить целенаправленный поиск имеющихся методов для их устранения либо создать новые более эффективные технологии.

Рассмотрена эффективность используемых соляно-кислотных методов воздействия на ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами. Выполненный анализ показал, что большинство методов воздействия эффективны и положительно решают проблему стабилизации и повышения продуктивности скважин для вполне конкретных геолого-физических условий.

Значительный вклад в развитие и совершенствование кислотных методов воздействия на призабойную зону скважин внесли Амиян В.А., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Аширов К.Б., Бакиров Н.М., Блюм Р.Г., Валеев М.Д., Вердеревский Ю.Л., Выжигин Г.Б., Дияшев Р.Н., Галлямов И.М., Гарифуллин Ш.С., Глазова В.М., Глущенко В.Н., Жданов С.А., Жеребцов Е.П., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Г.З., Илюков В.А., Комиссаров А.И., Кувандыков И.Ш., Кудинов В.И., Логинов Б.Г., Лозин Е.В., Лысенко В.Ф., Максимов Н.И., Мищенко И.Т., Мищенков И.С., Малышев Л.Г., Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Нугаев Р.Я., Орлов Г.А., Сучков Б.М., Сонич В.П., Сидоровский В.А., Трахтман Г.И., Телин А.Г., Токарев М.А., Уголев В.С., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Фахретдинов Р.Н., Федоров К.М., Хавкин А.Я., Хайрединов Н.Ш., Хазипов Р.Х., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И. и многие другие.

Вместе с тем в технической литературе недостаточно внимания уделено вопросам стабилизации и повышения производительности добывающих скважин на залежах, разрабатываемых на режиме истощения, где использование искусственного поддержания пластового давления сдерживается объективными причинами.

Появление свободной газовой фазы при пластовом давлении (Рпл) ниже давления насыщения (Рнас) снижает фазовую проницаемость по нефти и вызывает ряд дополнительных осложнений, негативно влияющих на работу скважины, а именно:

  • процесс адиабатического расширения газа в пластовых условиях ведет к общему снижению температуры призабойной зоны пласта;
  • за счет глубокого дросселирования выделившегося из нефти газа происходит дополнительное охлаждение ПЗС (эффект Джоуля-Томпсона);
  • выделение из нефти растворенного газа, снижение температуры пласта ведут к более раннему и активному выпадению в призабойной зоне скважины и внутрискважинном оборудовании асфальтосмолистых и парафиновых отложений;
  • создает условия для образования высоковязких, устойчивых к разложению водо- и газонефтяных эмульсий.

Для предотвращения указанных негативных явлений и обеспечения рентабельной работы добывающих скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом предложен способ воздействия на призабойную зону скважины. Суть метода состоит в следующем. В призабойной зоне скважины искусственно создается повышенное содержание жидких углеводородов
«пентаны + высшие», в качестве которых использовалось масло абсорбции – продукт извлечения тяжелых углеводородов из газов газоконденсатного месторождения с применением абсорбционных процессов на Оренбургском газоперерабатывающем заводе. Это приводит к снижению давления насыщения нефти газом и растворению свободной газовой фазы в нефти, что обеспечивает ее монофазную фильтрацию в ПЗС. Одновременно жидкие углеводороды
«пентаны + высшие» растворяют и удаляют отложившиеся в ПЗС асфальтосмолистые парафиновые отложения.

Закачку жидких углеводородов «пентаны + высшие» в призабойную зону скважины можно производить в составе и без кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

Кислотообразующая гидрофобная эмульсия является высокодисперсной смесью жидких углеводородов «пентаны + высшие» и водной фазы. Водная фаза микроэмульсии представляет собой весьма тонкую (соразмерную с микропорами и микротрещинами пласта) дисперсию взаимно изолированных чередующихся глобул с растворенными компонентами А (NH4Cl) и В (HCOH), способными после истечения «времени жизни» и разрушения микроэмульсии в пластовых условиях реагировать между собой с образованием соляной кислоты.

Использование жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей эмульсии позволяет увеличить эффект воздействия на ПЗС за счет:

  • доставки раствора соляной кислоты в более удаленные участки пласта;
  • увеличения охвата обработкой продуктивной толщи пласта ПЗС;
  • исключения коррозии внутрискважинного оборудования.

Был проведен комплекс лабораторных исследований для изучения и представления механизма воздействия на пласт жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии, а также для построения технологической схемы воздействия на пласт.

Во второй главе приводятся технологическая схема получения кислотообразующей гидрофобной эмульсии на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие», результаты исследований её физико-химических свойств, растворимости АСПО в жидких углеводородах «пентаны + высшие», материалы исследования динамики давления насыщения пластовой нефти при обогащении её жидкими углеводородами.

В работе предложена серия рецептур (образцов) гидрофобной кислото-образующей эмульсии.

На основе исследований выявлены аналитические зависимости с достаточно высокими значениями коэффициентов корреляции, отражающие изменения динамической вязкости микроэмульсии от объемной доли водной фазы либо плотности эмульсии. Использование зависимостей значительно облегчает выбор состава кислотообразующей эмульсии заданной вязкости при планировании работ по обработке ПЗС.

Способность кислотообразующей эмульсии изменять свою вязкость в широких пределах в зависимости от объемного содержания в ней водных растворов является дополнительным положительным фактором. Манипулируя вязкостью, можно способствовать увеличению охвата пласта воздействием, особенно при двухрастворных схемах обработки ПЗС, когда последовательно за высоковязкой кислотообразующей эмульсией подаются менее вязкие растворы вплоть до раствора 15 %-ной соляной кислоты, обладающей наименьшей вязкостью.

Для изучения растворимости асфальтосмолистых и парафиновых компонентов в ЖУ «пентаны + высшие» (масле абсорбции) из различных добывающих скважин залежей Оренбургской области были отобраны глубинные пробы АСПО. Определение состава АСПО проводили методом Маркусона.

Исследования показали, что основными компонентами, входящими в состав АСПО, являются парафины. Смолы и особенно асфальтены составляют незначительную долю промыслового парафина. Изучение состава механических примесей выявило, что они состоят из сульфида железа – 40 % масс., карбонатов железа и кальция – 40 % масс. и нерастворимых в кислоте компонентов (оксидов металлов, соединений бария и др.) – 20 % масс.

Взаимодействие АСПО с «пентанами + высшие» (маслом абсорбции) определялось гравиметрическим методом. Исследования показали, что растворение основной массы АСПО в масле абсорбции происходит достаточно динамично, а именно: 76,7 % масс. образца растворилось в течение 300 минут (5 часов). Полное растворение компонентов промыслового парафина произошло за 1800 минут (30 часов). Нерастворимый осадок составил 2,44 % масс.

Из результатов исследований можно сделать вывод, что гидрофобная составляющая кислотообразующей эмульсии после разложения последней в пласте будет способствовать: а) растворению и удалению из ПЗС выпавших АСПО;
б) более быстрому контакту образуемой соляной кислоты с породой коллектора.

На основе полученных выводов можно рекомендовать масло абсорбции в качестве самостоятельного реагента для обработки нефтяных скважин, призабойная зона пласта которых осложнена отложениями промыслового парафина.

Как отмечалось ранее, использование предлагаемой технологии предполагает снижение давления насыщения нефти газом и обеспечение тем самым однофазной фильтрации в ПЗС. Данная гипотеза требовала экспериментального обоснования.

Исследование динамики изменения давления насыщения нефти газом при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны + высшие» проводили на установке АСМ-300М, в которой воспроизводились условия нефтяного пласта. Аппаратура позволяла сохранить в отобранной пластовой нефти соотношения между жидкой и газовой фазами и, в процессе исследования этой пробы, выделить растворенный газ из нефти.

Исследуемыми нефтями являлись пластовые пробы нефтей из скважин 538Н и 14011Н залежей Оренбургской области, планируемых в последующем к воздействию предлагаемой технологией с целью искусственного снижения в ПЗС давления насыщения нефти газом.

После подготовки установки АСМ-300М к исследованиям определяли давление насыщения нефти газом без и с добавлением в состав нефти жидких углеводородов «пентаны + высшие» (масла абсорбции). После добавления масла абсорбции концентрация «пентанов + высшие» увеличилась для нефти скважины № 538Н на 7,32 % масс., для скважины № 14011Н – на 6,8 % масс.

Результаты изменения давления насыщения нефти газом до и после введения в пластовую пробу нефти ЖУ «пентаны + высшие» на примере скважины № 14011Н приведены в таблице 1.



Pages:   || 2 | 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.