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 ||

Разработка технологий освоения нефтенасыщенных объектов рифейских карбонатных отложений восточной сибири

-- [ Страница 2 ] --

При выборе состава нефтекислотного раствора оценивали влияние различных компонентов на его стабильность и химическую активность. Приготовление и исследование составов и свойств образцов НКЭ проводили в соответствии с принятыми стандартами и руководящими документами. Устойчивость кислотных эмульсий определяли по показателю электростабильности на приборе ТЭЭ-1.

Для повышения устойчивости нестабильных эмульсий, помимо растворимых в углеводородах эмульгаторов, применяют поверхностно-активные вещества (ПАВ) с преимущественной растворимостью в водной фазе. Исходя из этого, для приготовления НКЭ были запланированы и проведены эксперименты по подбору водорастворимых эмульгаторов. После опробования различных видов эмульгаторов предпочтение было отдано водорастворимому ПАВ Неонолу АФ-9-12, относящемуся к оксиэтилированным алкилфенолам. Эти реагенты по сравнению с ионогенными ПАВ обладают лучшей растворимостью в минерализованных водах и не образуют твердых осадков. Критерием выбора эмульгатора являлось создание требуемого поверхностного натяжения на границе раздела фаз: нефть - раствор кислоты.

Последовательность приготовления составов НКЭ была следующей. Перед приготовлением исходные компоненты смеси (дегазированная нефть и модель пластовой воды) подвергали оценке состава и основных физических параметров - плотность, динамическая вязкость.

Вначале готовили 15%-ный водный раствор на основе СКС. При этом добивались полного растворения расчетного количества сухой смеси кислот в воде без образования осадка. Растворение сухой смеси кислот в воде проводили при непрерывном перемешивании и оценивали по величине вязкости, плотности кислотного раствора и его прозрачности.

Затем в 15%-ный водный раствор СКС добавляли требуемое количество эмульгатора Неонол АФ-9-12. При перемешивании раствора добивались полного растворения ПАВ в воде. На последнем этапе смешивали расчетные объемы нефти и водного раствора кислот с добавками эмульгатора в цилиндрическом сосуде при помощи электрической мешалки при скорости вращения лопастей 2000 мин-1. В процессе приготовления составов НКЭ образование тонкодисперсной кислотной эмульсии происходило практически после перемешивания составляющих компонентов в течение 2…3 минут. Концентрация ПАВ в растворе кислот изменялась от 0,05 до 0,2%. После достижения полной растворимости эмульгатора проводили определение межфазного натяжения раствора кислоты на границе с нефтью, так как поверхностное натяжение определяет устойчивость НКЭ к расслоению.

В результате экспериментов был выбран состав, состоящий из 15%-ного раствора СКС с добавкой 0,07 % Неонола АФ-9-12 (рисунок 4). Добавление этого количества ПАВ к раствору кислот обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе нефть - раствор СКС в 3,2 раза. Дальнейшее увеличение концентрации эмульгатора в растворе кислот не приводило к уменьшению межфазного натяжения на границе раздела фаз.

  Межфазное натяжение на границе нефть – 15%-ный водный раствор СКС с-4

Рисунок 4 – Межфазное натяжение на границе нефть – 15%-ный водный раствор СКС с Неонолом АФ-9-12

В процессе приготовления обратных НКЭ по соотношению нефть / 15%-ный раствор кислоты с эмульгатором Неонол АФ-9-12 были исследованы составы (50/50, 60/40, 70/30, 75/25, 80/20, 90/10). Устойчивость приготовленных растворов определяли двумя способами: по количеству отделившейся «водной фазы» и при помощи микроскопа - в тонком слое через определенные промежутки времени. Результаты оценки агрегативной устойчивости эмульсий представлены на рисунке 5. Наиболее устойчивая НКЭ получается при соотношении фаз нефть/«водная фаза» - 80/20. Эмульсии при соотношении фаз 90/10 не получилось даже при длительном перемешивании составляющих компонентов.

Оценка дисперсности водной фазы проводилась путем определения размеров частиц дисперсной фазы на микроскопе МИН-8. Под микроскопом видно, что размеры частиц водной фазы в капле НКЭ кратно изменяются при различном времени перемешивания.

  Количество отделившейся “водной фазы” для различных составов НКЭ через 1-5

Рисунок 5 – Количество отделившейся “водной фазы” для различных составов НКЭ через 1 сутки

Измерения показали, что в лабораторных условиях перемешивание смеси в течение 30 минут обеспечивает размеры глобул водного раствора кислоты в пределах 10…15 мкм. Этот факт – главный, который обеспечивает устойчивость НКЭ в течение длительного срока. В промысловых условиях контроль свойств НКЭ осуществляли замерами плотности и вязкости.

Обратная нефтекислотная эмульсия оказалась стойкой к расслоению и при повышенных температурах (до + 500С). В течение двух недель не происходило расслоение фаз и не изменялись однородность, дисперсность и эффективная вязкость эмульсии. Поскольку пластовая температура Куюмбинского месторождения +270С, то НКЭ сохранит свои эмульсионные свойства и в пластовых условиях.

Устойчивость состава НКЭ (80% - нефть, 20% - водный раствор кислоты с добавкой 0,07% Неонола АФ-9-12) при температуре 250С превышала 1 месяц.

Минимальное значение устойчивости растворов НКЭ составило 30 минут. Характеристики образцов нефтекислотных эмульсий представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристики образцов нефтекислотных эмульсий

Объемная доля нефти, % Объемная доля 15%-ного водного раствора СКС с ПАВ, % Объемная доля ПАВ АФ-9-12 в 15%-ном водном растворе СКС, % Время переме-шивания, мин Примечания
80 20 1,50 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась
80 20 1,00 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась
80 20 0,50 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась
80 20 0,25 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась
80 20 0,14 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась
80 20 0,10 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась
80 20 0,07 30 Температура 22 0С Эмульсия образовалась.
80 20 0,04 30 Температура 22 0С Эмульсия не образовалась
80 20 0,02 30 Температура 22 0С Эмульсия не образовалась
80 20 0,25 30 Температура 2 0С Эмульсия не образовалась
80 20 0,07 30 Температура 2 – 4 0С Эмульсия не образовалась
80 20 0,07 5 Температура 21 0С Эмульсия образовалась
80 20 0,07 1 Температура 21 0С Эмульсия образовалась
60 40 0,07 30 Температура 21 0С Эмульсия маловязкая, сразу распалась
70 30 0,07 30 Температура 21 0С Через несколько часов из эмульсии выделилась «водная фаза»
75 25 0,07 30 Температура 21 0С Эмульсия образовалась, через сутки наблюдали выделение «водной фазы»
90 10 0,07 30 Температура 21 0С Эмульсия не образовалась

Растворяющую способность выбранного состава НКЭ определяли по ранее описанной методике. В качестве образцов естественных пород применяли дезагрегированную породу естественных кернов продуктивных пластов Куюмбинского месторождения. Результаты этих экспериментов представлены на рисунке 6.

  Растворяющая способность составов НКЭ и СКС Как видно из графика при-6

Рисунок 6 – Растворяющая способность составов НКЭ и СКС

Как видно из графика при пластовой температуре растворяющая способность раствора НКЭ выше растворяющей способности водного раствора СКС. На всех стадиях экспериментов растворяющая способность НКЭ была на 15…25 % выше, чем у СКС.

По результатам выполненных экспериментов установлено, что применение вместо водных растворов СКС обратных кислотных эмульсий обеспечивает больший объем растворения породообразующих минералов и является перспективным при проведении работ по интенсификации притока нефти из пласта в скважины Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений.

С применением растворов НКЭ были проведены обработки трех нефтенасыщенных объектов в скважинах Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений. На Куюмбинской площади были выбраны два IV объекта в скважинах К-215 и К-235, на Терско-Камовской – III объект в скважине ТК-509. Результаты испытаний представлены ниже:

1 В скважине К-215(IV объект) после применения растворов НКЭ произошло изменение состава продукции. В продукции скважины появилась нефть. Коэффициент продуктивности по нефти составил 0,17 м3/(сутМПа). При обработке объекта удельный расход кислотного раствора составил 4 м3/м.

2 В скважине К-235 (IV объект) увеличился дебит по жидкости с 0,21 до 1,48 м3/сут. Давление закачки 50 м3 раствора НКЭ в пласт составило 4,0 МПа, что свидетельствует о возможном проникновении раствора активной кислотной смеси в высокопроницаемый участок пласта. Удельный расход кислотного раствора составил 4,2 м3/м.

3 В скважине ТК-509 (III объект) в результате обработки пласта 40 м3 раствора НКЭ произошло увеличение коэффициента продуктивности по газу в 35 раз. В продукции скважины появилась нефть. Коэффициент продуктивности скважины по нефти достиг величины 0,7 м3/(сутМПа). Удельный расход кислотного раствора составил 6,7 м3/м.

В четвертой главе выполнен обзор работ, посвященных выбору технологических жидкостей для гидроразрыва пласта (ГРП) и дополнительно применяемых химических реагентов. В качестве жидкости разрыва пород пласта и жидкости-песконосителя рекомендовано применение обратной нефтекислотной эмульсии – раствора НКЭ. Этот раствор в чистом виде может быть применен в качестве жидкости разрыва. Без добавок загустителей раствор НКЭ обеспечивает несущую способность твердой фазы в количестве не более 150 кг/м3. Этой концентрации твердой фазы недостаточно для закрепления трещины ГРП с проницаемостью на несколько порядков выше естественной проницаемости пласта. Предложено для загущения жидкости-песконосителя применить полимеры на основе целлюлозы.

Исследование динамики проницаемости естественных пород с искусственной трещиной в результате прокачки через них технологических жидкостей ГРП проводили на образце К-8/2. По результатам ранее выполненных исследований в качестве технологических жидкостей ГРП выбран раствор НКЭ. При анализе действия раствора на породу оценивали изменение проницаемости образца по нефти до и после прокачки через образец заданного объема НКЭ. Эти же эксперименты проводили на образце после создания в образце искусственной трещины. Результаты эксперимента представлены на рисунке 7.

 Динамика проницаемости по нефти образца К-8/2 В процессе прокачки раствора-7

Рисунок 7 - Динамика проницаемости по нефти образца К-8/2

В процессе прокачки раствора НКЭ, составившего 40 объемов пустотного пространства образца породы, произошло увеличение проницаемости образца породы в 9,7 раза (без создания искусственной трещины).

На следующей стадии эксперимента в образце породы К-8/2 механическим путем была создана искусственная трещина. Для поддержания трещины в раскрытом состоянии на её поверхности разместили зерна отсортированного и обработанного кислотой кварцевого песка фракции 0,8…1,2 мм. После соединения двух частей образца породы была получена модель искусственной трещины после проведения операции ГРП. Модифицированный образец породы был размещен в кернодержателе и проведены эксперименты по прокачке через образец раствора НКЭ, как жидкости разрыва горных пород и жидкости-песконосителя. За начальное значение проницаемости принимали проницаемость образца с искусственной трещиной по нефти до воздействия НКЭ. Опыт показал, что проницаемость образца с искусственной трещиной в процессе прокачки раствора увеличилась в 11 раз. В итоге, после создания искусственной трещины и воздействия раствором НКЭ, увеличение проницаемости составило 263 раза.

Из полученных результатов видно, что применение в качестве жидкостей разрыва растворов НКЭ будет способствовать увеличению проницаемости обрабатываемого пласта как во время, так и после создания трещины ГРП. Интенсивность роста проницаемости породы в этом случае будет зависеть от количества активного раствора эмульсии, проходящего через трещину. Объем раствора НКЭ выбирается в процессе расчета технологических параметров операции ГРП. Этот выбор необходимо производить с учетом взаимодействия кислотного раствора и горной породы.

Основные выводы и рекомендации

1 Установлено, что применяемые технологии солянокислотных обработок для освоения скважин в рифейских отложениях Восточной Сибири имеют следующие недостатки: низкий охват продуктивного пласта воздействием по глубине и толщине из-за высокой скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой, низкую технологическую эффективность повторных обработок ПЗП, снижение эффективности СКО при росте обводненности продукции.

2 Результаты экспериментов показали, что для обработок пластов рифейских отложений при освоении объектов с использованием водных растворов кислот эффективно применять кислотные растворы с низкими значениями скорости реакции с доломитизированной породой, например, растворы СКС на основе сульфаминовой кислоты.

3 Установлено, что применение водных растворов кислот по технологии простых кислотных обработок в доломитизированных пластах эффективно только для очистки каналов фильтрации от загрязнений. Для удаленных от скважины участков пласта необходимо проводить обработку с помощью нефтекислотных растворов, например, растворов НКЭ (патент №2347799). Эти кислотные составы обеспечивают глубокое проникновение в пласт активной кислоты и эффективное взаимодействие с гидрофобной поверхностью каналов фильтрации.

4 Промысловые испытания технологии освоения нефтенасыщенных объектов с применением НКЭ показали, что в результате обработок объектов с гидрофобными карбонатными породами получены положительные результаты в виде: в скважине К-215 (IV объект) изменился состав продукции (появилась нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до 0,17 м3/(сутМПа); в скважине К-235 (IV объект) повысился дебит по жидкости с 0,21 до 1,48 м3/сут; в скважине ТК-509 (III объект) увеличился коэффициент продуктивности по газу в 35 раз, изменился состав продукции (появилась нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до 0,7 м3/(сутМПа).

5 Разработана технология освоения нефтенасыщенных объектов карбонатных пород рифейских отложений с применением кислотного гидроразрыва пласта, позволяющая значительно увеличить гидродинамическую связь пласта со скважиной. Проведены лабораторные эксперименты по моделированию операции кислотного ГРП для условий нефтяных пластов Восточной Сибири, подтверждающие увеличение проницаемости породы по нефти в результате создания и обработки искусственной трещины.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Карпов А.А. Особенности свойств нефтекислотных эмульсий, применяемых для обработки карбонатных коллекторов / Карпов А.А., Зейгман Ю.В. // Материалы 58-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. – С. 226.

2. Карпов А.А. Применение обратных кислотных эмульсий для воздействия на призабойную и удаленную зоны пласта / Карпов А.А., Зейгман Ю.В. // Материалы 58-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. – С. 227.

3. Зейгман Ю.В. Применение нефтекислотных эмульсий при разработке месторождений с карбонатными коллекторами / Зейгман Ю.В., Карпов А.А. // Нефтегазовое дело. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Том 5. - №1. – С. 76 – 80.

4. Карпов А.А. Сравнение растворяющей способности различных кислот на естественных породах / Карпов А.А., Зейгман Ю.В. // Материалы 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 212.

5. Карпов А.А. Разработка состава нефтекислотной эмульсии для обработки карбонатных пород / Карпов А.А., Зейгман Ю.В. // Материалы 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 212.

6. Патент РФ на изобретение № 2347799. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / Дияшев Р.Н., Зейгман Ю.В., Карпов А.А. и др. – Опубл. 27.02.2009. Бюл. № 6.



Pages:     | 1 ||
 





 
© 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.