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 |

Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте

-- [ Страница 2 ] --
Состав обратной эмульсии, % об. Характеристика дисперсной фазы Плотность, г/см3 Термоста-бильность при 80 оС, сут.
эмульгатор дизельное топливо дисперсная фаза концен-трация, % тип раствора
3 47 50 10 CaCl2 0,954 6
3 37 60 40 CaCl2 1,165 10
3 27 70 40 CaCl2 1,223 10
3 17 80 40 CaCl2 1,278 10
3 17 80 50 ZnCl2 1,420 10
1 49 50 12 HCl 0,940 1
1 39 60 12 HCl 0,960 1
1 29 70 12 HCl 0,990 1
1 19 80 24 HCl 1,060 1

Повышенная термостабильность обратных эмульсий (с содержанием реагента-эмульгатора на основе ПЭПА и ЛТМ) объясняется высокой поверхностной активностью этого реагента, что подтверждается результатами измерений его межфазного натяжения.

Стабильность обратно-эмульсионных составов во многом определяется размером частиц их дисперсной фазы. Чем меньше размеры частиц, тем более стабильна эмульсия. Этот фактор определяется не только типом и концентрацией эмульгатора, составом водной и углеводородной фаз, но и способом приготовления эмульсий (интенсивностью и временем перемешивания). В связи с этим были проведены исследования, направленные на совершенствование процесса диспергирования обратных эмульсий. В результате проведенных исследований разработан способ приготовления обратно-эмульсионных составов, суть которого заключается в применении мешалки «специальной» конструкции, которая обеспечивает диспергирование эмульсии по всему ее объему. В итоге снижается время приготовления и повышается стабильность состава. Кроме того, упрощается процесс приготовления за счет введения в перемешивающее устройство исходных компонентов одновременно (подана заявка на патент РФ).

Одним из основных преимуществ разработанных эмульсионных составов перед традиционно используемыми технологическими жидкостями на водной основе является возможность регулирования их технологических свойств за счет изменения количества и типа их дисперсной (водной) фазы. Так плотность ОВНЭ является регулируемой величиной и может изменяться в достаточно широких пределах (0,950-1,420 г/см3). Составы ОВНЭ и ОКНЭ представляют собой жидкости с неньютоновским характером течения. Динамическая вязкость в таких системах зависит от напряжения сдвига и является функцией скорости сдвига. При изменении содержания дисперсной фазы в составах от 50 до 70 % об. вязкость эмульсий варьируется в широком диапазоне (200-3000 мПа·с при скоростях сдвига 14,6-73,2 с-1), что позволяет регулировать степень их проникновения в пласт в зависимости от целей обработки.

Исследования коррозионной активности разработанных составов ОВНЭ и ОКНЭ показали их высокие защитные свойства по отношению к металлам в сравнении с традиционно применяемыми технологическими жидкостями на водной основе. Согласно анализу результатов лабораторных испытаний (табл. 2) эмульсионные составы обладают меньшей скоростью коррозии в сравнении с водными растворами CaCl2 и HCl (ОВНЭ в 3 раза и ОКНЭ в 30 раз). Подобный эффект объясняется тем, что дисперсионной средой этих составов является углеводородная жидкость (нефть), которая, соприкасаясь с металлической поверхностью, снижает степень взаимодействия дисперсной фазы эмульсии (водного раствора CaCl2 или HCl) с металлом. Защитное действие составов при этом усиливается за счет присутствия в них ПАВ на основе ПЭПА и ЛТМ.

Таблица 2

Коррозионная активность обратных эмульсий в сравнении с водными растворами солей и кислот при 80 оС

Исследуемый состав Скорость коррозии, г/м2·час
ОВНЭ 0,136
Водный раствор СаСl2 (30 %) 0,418
ОКНЭ 1,107
Водный раствор HСl (12%) 33,010

Для исследования влияния состава ОВНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), на фильтрационные характеристики пород-коллекторов были проведены лабораторные испытания с моделированием процесса «глушения-освоения» скважины в термобарических условиях с использованием естественного керна терригенных отложений. Экспериментальные исследования подтвердили отрицательное влияние водного раствора СаСl2 на фильтрационные характеристики ПЗП, что выразилось в снижении проницаемости образца керна по углеводородной фазе (коэффициент восстановления проницаемости (КВП) после обработки составил 20-40 %) (рис.1).

 Рис. 1. Динамика изменения коэффициента восстановления проницаемости при-0

Рис. 1. Динамика изменения коэффициента восстановления проницаемости при моделировании операции «глушения-освоения» скважины:

1 – влияние ОВНЭ на нефтенасыщенный керн; 2 - влияние ОВНЭ на водонасыщенный керн; 3 – влияние водного раствора СаСl2 на нефтенасыщенный керн.

Между тем состав ОВНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), при попадании в пористую среду породы-коллектора проявил гидрофобизирующие свойства, что выразилось в сохранении проницаемости по углеводородной фазе (КВП составил 80-100 %) и увеличении фильтрационных сопротивлений по отношению к водной фазе (КВП при этом составил в среднем 50 %). При увеличении содержания дисперсной фазы в ОВНЭ до 80 % об. состав приобретает блокирующий характер и практически не фильтруется через образец горной породы, обеспечивая сохранность его фильтрационных свойств. Логично предположить, что использование данного эмульсионного состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом обеспечит сохранение дебитов скважин по нефти и снижение обводненности добываемой продукции.

Одним из основных факторов, сдерживающих применение ОВНЭ в условиях повышенных пластовых температур (до 80 C), в частности, на месторождениях Западной Сибири, является требование к агрегативной устойчивости и термостабильности таких составов. В связи с этим проблема сохранения фильтрационных характеристик ПЗП осложняется необходимостью применения составов ОВНЭ, способных выдерживать высокие пластовые температуры. Для решения данной проблемы проведены совместные с ООО «Синтез-ТНП» исследования по разработке нового, более эффективного эмульгатора ОВНЭ в сравнении с реагентом на основе ПЭПА и ЛТМ для условий повышенных пластовых температур. В экспериментальных исследованиях использовались образцы реагентов-эмульгаторов на основе: ЛТМ и аминов (рис. 2а); ПЭПА и аминов (рис. 2б); растительного масла (РМ) и аминов (рис. 2в); ЛТМ, ПЭПА и аминов (рис. 2г).

а б
в г
 Рис. 2. Влияние плотности нефти и минерализации воды на агрегативную устойчивость-5

Рис. 2. Влияние плотности нефти и минерализации воды на агрегативную устойчивость ОВНЭ при 80 C в зависимости от типа используемых реагентов-эмульгаторов:

а – продукт синтеза ЛТМ и аминов; б – продукт синтеза ПЭПА и аминов; в – продукт синтеза РМ и аминов; г – продукт синтеза ЛТМ, ПЭПА и аминов.

Анализ результатов исследований показал, что составы ОВНЭ, стабилизированные реагентом-эмульгатором – продуктом синтеза РМ и аминов, обладают более высокой агрегативной устойчивостью и термостабильностью вне зависимости от используемых в составе типов нефтей и пластовых вод, что позволило рекомендовать этот реагент для использования в качестве стабилизатора ОВНЭ в условиях повышенных пластовых температур (до 80 C). В настоящее время данный реагент-эмульгатор под маркировкой ЯЛАН Э-1 («рецептура №2») внедрен в промышленное производство и поставляется на ряд нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

Влияние состава ОКНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором на основе ПЭПА и ЛТМ, на пористую среду породы-коллектора оценивалось по результатам фильтрационных исследований при его взаимодействии c насыпной моделью карбонатной породы. Результаты исследований показали, что разработанный состав в сравнении с традиционно используемым водным раствором HCl способствует замедлению скоростей взаимодействия его дисперсной фазы (водный раствор HCl) с углеводородо- и водонасыщенными образцами пород-коллекторов в 2-3 раза (рис. 3).

 Рис. 3. Динамика изменения объема выделившегося СО2 при взаимодействии кислотного-6

Рис. 3. Динамика изменения объема выделившегося СО2 при взаимодействии кислотного состава с моделью карбонатной породы:

1, 2 – 20 %-ый водный раствор HCl при взаимодействии с водо- и углеводородонасыщенной пористой средой;

3, 4 – ОКНЭ (эмульгатор - 1 % об., дизельное топливо - 49 % об., 20 %-ый водный раствор HCl - 50 % об.) при взаимодействии с водо- и углеводородонасыщенной пористой средой.

Необходимо также отметить выравнивание скоростей взаимодействия ОКНЭ с карбонатной породой при ее насыщении как водной, так и углеводородной фазой. Отмеченные свойства состава ОКНЭ объясняются его способностью оказывать гидрофобизирующее воздействие на породу-коллектор углеводородной дисперсионной средой с растворенным в ней реагентом-эмульгатором. Таким образом, применение ОКНЭ в качестве интенсифицирующей технологической жидкости позволит увеличить глубину обработки ПЗП активной кислотой, обеспечивая равномерное проникновение эмульсионного состава в продуктивный коллектор.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, с высокой обводненностью скважинной продукции применение гидрофобно-эмульсионных составов нецелесообразно, так как в данном случае необходимо снизить обводненность и улучшить условия притока нефти к забою скважины, т. е. произвести восстановление фильтрационных характеристик ПЗП. Для решения данной задачи были проведены исследования по разработке гидрофобизирующего состава на водной основе (ВГС), представляющего собой водную дисперсию ПАВ (продукта реакции ТЭА с ЖКТМ). Лабораторные испытания показали, что оптимальная концентрация ПАВ в данном составе – 1 % об. Исследование механизма влияния разработанного состава на пористую среду породы-коллектора производили путем измерения капиллярного давления в порах естественного керна терригенных отложений (рис. 4).

 Рис. 4. Влияние гидрофобизирующего водного состава на капиллярное давление керна в-7

Рис. 4. Влияние гидрофобизирующего водного состава на капиллярное давление керна в зависимости от его водонасыщенности:

1 – до обработки составом; 2 – после обработки составом.

Согласно результатам исследований капиллярное давление водонасыщенного образца керна после обработки составом возросло в 1,5-2,0 раза, что 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 реагента. Применение данного гидрофобизирующего состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебиты скважин по нефти.

Таким образом, с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин рекомендованы новые составы технологических жидкостей для направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте. Разработанные составы обладают гидрофобизирующими свойствами, что выгодно отличает их от традиционно используемых систем на водной основе.

В четвертой главе приводится описание технологий глушения и стимуляции скважин с учетом условий эффективного применения разработанных гидрофобизирующих составов.

Учитывая высокую частоту проведения ПРС (в среднем 1 ремонт в 1-1,5 года), предложен новый подход к решению проблемы сохранения, восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП, суть которого заключается в совмещении каждой операции глушения скважин перед подземным ремонтом с воздействием на ПЗП разработанными гидрофобизирующими составами технологических жидкостей. Сведения о технологиях и областях эффективного применения этих составов представлены в таблице 3.

Эффективность технологии блокирования ПЗП перед ПРС составом ОВНЭ, разработанным совместно с ООО «ОТО», подтверждена результатами промысловых испытаний, проведенных на 290 скважинах месторождений Западной Сибири. Результаты испытаний показали высокую эффективность применения данной технологии в виде увеличения дебитов в среднем на 5-10 м3/сут, сокращения сроков вывода скважин на режим до 1-3 суток и снижения обводненности добываемой продукции на 20-30 %.

Таблица 3

Технологии применения разработанных составов технологических жидкостей

Показатели Разработанный состав
ОВНЭ ВГС ОКНЭ
Характерис-тика состава Обратная водонефтяная эмульсия – блокирующий гидрофобный состав Водный гидрофобизирующий состав (1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора) Обратная кислотонефтяная эмульсия – интенсифицирующий гидрофобный состав
Область эффективного применения Низкопроницаемые коллектора с малой и средней обводненностью (до 60%) Средне- и высокопроницаемые коллектора с высокой обводненностью (более 60%) Средне- и высокопроницаемые коллектора
Тип коллектора Терригенный Терригенный Карбонатный
Технология применения Перекрытие интервала перфорации без продавливания в ПЗП Продавливание в ПЗП из расчета 1,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины продуктивного пласта Продавливание в ПЗП из расчета 1,0-1,5 м3 на 1 м эффективной толщины продуктивного пласта


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.