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 и разработка многофункциональных технологических жидкостей для подземного ремонта скважин

-- [ Страница 2 ] --

Разработка оптимального состава ТЖ для потокоотклоняющей технологии требует получения необходимых структурно-реологических свойств и возможности регулирования эффективной вязкости в широких пределах. Для этого были проведены реологические исследования ОВНЭ, стабилизированной эмульгатором ЯЛАН-Э2, в зависимости от содержания компонентов в составе эмульсии.

На рисунке 1 видно, что эффективная вязкость ОВНЭ, стабилизированной эмульгатором ЯЛАН-Э2 (3% масс.), изменяется в широких пределах при содержании водной фазы от 50 до 90%, причем значительный рост данного параметра наблюдается при повышении содержания воды от 75 до 90% масс. При содержании водной фазы более 90% масс. наблюдается инверсия эмульсии. Несомненно, полезной является способность исследуемой ОВНЭ иметь при температуре 80 °С эффективную вязкость, соизмеримую с вязкостью при 20°С, при содержании водной фазы выше 80% и при низких скоростях сдвига, сопоставимых со скоростью фильтрации состава в ПЗП при его закачке (рис. 1, а).

а) б)

Рисунок 1

Зависимость эффективной вязкости ОВНЭ от содержания водной фазы:

а) при скорости сдвига 9 с-1; б) при скорости сдвига 90 с-1

Исследования зависимости статического напряжения сдвига (СНС) обратной водонефтяной эмульсии от содержания водной фазы показали, что увеличение доли воды в эмульсии вызывает нелинейный рост СНС. При этом повышение концентрации хлорида кальция в водной фазе вызывает существенное снижение эффективной вязкости эмульсии.

Для оценки блокирующих и гидрофобизирующих свойств ОВНЭ были проведены фильтрационные исследования, моделирующие закачку данного состава в нагнетательную скважину, на естественных образцах пород-коллекторов нефтяных месторождений Ноябрьского региона, в термобарических условиях, максимально приближенных к пластовым. Были проведены фильтрационные эксперименты с кернами различной проницаемости и обратными водонефтяными эмульсиями (80% водной фазы и 3% эмульгатора в составе), отличающимися используемыми в составах марками эмульгаторов (табл. 1). При сравнении разработанного эмульгатора марки ЯЛАНЭ2 с широко применяемым в Западной Сибири эмульгатором НефтенолНЗ выяснилось, что остаточный фактор сопротивления после фильтрации ОВНЭ, стабилизированной эмульгатором ЯЛАНЭ2, в среднем, в три раза выше в сравнении с ОВНЭ, стабилизированной эмульгатором НефтенолНЗ. Данный факт подтверждает высокую эффективность ГЭС, приготовленных с применением эмульгатора марки ЯЛАНЭ2, и косвенно свидетельствует об их высокой адгезии к поверхности породы-коллектора.

Таблица 1

Результаты фильтрационных исследований гидрофобно-эмульсионных составов

№ образца керна Абсолютная проницаемость (по гелию), мкм2 Марка эмульгатора Начальный градиент давления сдвига эмульсионного состава водой, МПа/м Остаточный фактор сопротивления, ед.
1 0,01 Нефтенол НЗ 11,2 5
2 0,03 Нефтенол НЗ 4,4 10
3 0,18 Нефтенол НЗ 1,8 11
4 0,38 Нефтенол НЗ 0,1 6
5 0,04 ЯЛАНЭ2 95 33
6 0,25 ЯЛАНЭ2 15,9 34

На рисунке 2 представлены результаты фильтрационных исследований ОВНЭ, стабилизированных эмульгатором ЯЛАНЭ2, с использованием двух естественных образцов породы-коллектора (высокой и низкой проницаемости) при моделировании процесса обработки ПЗП нагнетательной скважины с целью выравнивания профиля приемистости.

а)  б)  Зависимость градиента давления закачки от числа прокачанных-2
б)   Зависимость градиента давления закачки от числа прокачанных поровых-3

Рисунок 2

Зависимость градиента давления закачки от числа прокачанных поровых объемов подтоварной воды и ОВНЭ через образцы породы различной проницаемости:

а) 0,25 мкм2; б) 0,04 мкм2

Как видно из рисунка 2, для нагнетания ОВНЭ в образец с высокой проницаемостью (рис. 2, а) достаточно создать градиент давления около 15 МПа/м, что возможно осуществить с помощью насосных агрегатов, широко применяемых при ремонтных работах. Однако, для нагнетания данного состава в образец породы с низкой проницаемостью (рис. 2, б) необходимо создать градиент давления около 300 МПа/м, что выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, т.е. при закачке с меньшими давлениями состав глубоко в пласт не проникнет, за счет чего будет достигаться селективность его закачки в ПЗП.

Результаты проведенных фильтрационных исследований позволяют подтвердить высокую эффективность применения предлагаемых гидрофобно-эмульсионных составов в виде ОВНЭ, стабилизированных разработанным эмульгатором ЯЛАН-Э2, не только в качестве ТЖ для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, но и в качестве блокирующей жидкости при проведении текущего ремонта нефтяных скважин. При глушении скважин репрессия на ПЗП незначительная, поскольку создается весом жидкости глушения, т.е. гидростатическим давлением. В этом случае можно утверждать, что фильтрация блокирующего состава в ПЗП осуществляться не будет. Фильтрация возможна только в высокопроницаемые интервалы пласта, обычно промытые водой. Это приведет к их гидрофобизации и снижению притока воды к скважине.

Для эффективной гидрофобизации породы-коллектора с целью достижения высокого значения остаточного фактора сопротивления и создания профилактической антикоррозионной смазки для надежной защиты внутрискважинного оборудования от коррозии разрабатываемые гидрофобно-эмульсионные составы должны обладать хорошей адгезией: в первом случае – к поверхности породы-коллектора, во втором – к поверхности металла. Исследования адгезии ГЭС к поверхности металла и породы проводились на специально изготовленном стенде путем измерения напряжения отрыва двух пластин, смоченных исследуемым составом. При этом в качестве аналога терригенной породы использовались пластины из кварцевого стекла, а в качестве аналога внутрискважинного оборудования – пластины из конструкционной стали марки Ст.3.

Результаты исследований адгезии гидрофобно-эмульсионного состава в виде ОВНЭ, стабилизированной эмульгатором ЯЛАН-Э2, к металлической пластине и кварцевому стеклу показали ее нелинейный рост при увеличении содержания водной фазы от 60 до 80 % (рис. 3) и линейный рост при увеличении содержания эмульгатора в углеводородной фазе от 15 до 45 % (рис. 4).

а) б)

Рисунок 3

Зависимость напряжения отрыва пластин, смоченных эмульсионным составом, от содержания водной фазы в составе с различным количеством эмульгатора в углеводородной фазе:

1 – 5%; 2 – 15%; 3 – 25%; 4 – 35%; 5  45%

а) металлическая пластина; б) пластина из кварцевого стекла

а) б)

Рисунок 4

Зависимость напряжения отрыва пластин, смоченных эмульсионным составом, от содержания эмульгатора в углеводородной фазе при различном количестве водной фазы:

1 – 60%; 2 – 65%; 3 – 70%; 4 – 75%; 5  80%

а) металлическая пластина; б) пластина из кварцевого стекла

Для объяснения причины роста адгезии ГЭС к металлу и кварцевому стеклу и его реологических характеристик при увеличении содержания водной фазы были приготовлены эмульсионные составы (ОВНЭ с эмульгатором ЯЛАН-Э2) с различной дисперсностью водной фазы, и сделаны их микрофотографии, позволяющие измерить средний диаметр глобул водной фазы. Составы с различной дисперсностью готовились при разных скоростях перемешивания. Результаты экспериментов показали существенный рост напряжения отрыва пластин, смоченных эмульсионным составом, при уменьшении среднего диаметра глобул его водной фазы (рис. 5).

Рисунок 5

Зависимость напряжения отрыва пластин, смоченных эмульсионным составом, от среднего диаметра глобул водной фазы

Таким образом, увеличение содержания и дисперсности водной фазы в ГЭС приводит к повышению его реологических характеристик и адгезии к поверхности кварцевого стекла и металла, что можно объяснить уменьшением толщины углеводородного слоя, бронирующего водную фазу в обратных эмульсиях.

Известно, что тонкие пленки жидкостей обладают аномальными квазитвердыми свойствами и отличаются от исходной жидкости своими физико-химическими и реологическими свойствами. В данном случае тонкий углеводородный слой придает структуре ГЭС бльшую жесткость и упругость, а также повышенную адгезию к поверхности металла и кварцевого стекла.

Лабораторные исследования коррозии стальных пластин проводились с использованием приготовленной модели пластовой воды с минерализацией, характерной для месторождений Ноябрьского региона. Результаты экспериментов, проводимых при стандартных условиях в течение длительного времени (210 суток), показали, что нанесение на стальную пластину ПАС в виде разработанного ГЭС (ОВНЭ с эмульгатором ЯЛАН-Э2) обеспечивает полную защиту металла от коррозии в отличие от известных ингибиторов коррозии Нефтехим 40 и Нефтехим НС, которые не обеспечивали 100% защиту от коррозии, хотя и способствовали значительному снижению скорости коррозии металла. Верхняя температурная граница применимости ПАС, выше которой она отслаивается от поверхности металла, зависит от ее адгезии к металлу, а значит от компонентного состава и способа приготовления. Практически все исследованные гидрофобно-эмульсионные составы не отслаивались до температуры 50°С. Но даже при частичном отслаивании ГЭС от поверхности металла на нем остается тонкая защитная пленка.

Для возможности прогнозирования сохранности свойств ГЭС, адсорбированного на поверхности породы-коллектора (в случае его гидрофобизации) и на поверхности металла (для его защиты от коррозии), в течение длительного времени при нахождении в водной среде были проведены исследования кинетики процесса диффузии эмульгатора ЯЛАНЭ2 из углеводородной фазы (дизельное топливо – ДТ) в водную фазу и из водной в углеводородную, в результате которых был подсчитан коэффициент распределения реагента между фазами, он оказался равным 4. Таким образом, после прекращения процесса диффузии концентрация ПАВ эмульгатора в ДТ остается в четыре раза выше по сравнению с водой. При нахождении слоя ГЭС в проточной воде, которая будет постоянно уносить с собой диффундирующий из состава эмульгатор необходимо готовить эмульсию с бльшим содержанием эмульгатора. При контакте ГЭС с углеводородной фазой, например с нефтью, вследствие хорошей растворимости в ней эмульгатора, эмульсия будет намного быстрее терять свою структуру и свойства. Тем самым будет достигаться селективность воздействия ГЭС при обработке ПЗП добывающих скважин.

Результаты выполненных исследований показали многофункциональность разработанных гидрофобно-эмульсионных составов в виде обратных водонефтяных эмульсий, стабилизированных разработанным эмульгатором ЯЛАН-Э2, и возможность их эффективного применения при подземном ремонте скважин. Технологические свойства этих составов регулируются в широких пределах, что позволяет прогнозировать высокую эффективность их применения в различных геолого-физических и технологических условиях разработки нефтяных месторождений не только Ноябрьского региона Западной Сибири, но и за его пределами.

В четвертой главе приводится обоснование технологий применения разработанных ГЭС при подземном ремонте скважин: при глушении нефтяных скважин; в потокоотклоняющих технологиях; для нанесения профилактической антикоррозионной смазки на поверхность внутрискважинного оборудования.

Технология глушения нефтяной скважины с использованием разработанного ГЭС основана на создании в призабойной зоне скважины блокирующего (перекрывающего интервал перфорации с запасом до 300 м) столба жидкости с плотностью выше плотности технологической воды (минерализованной пластовой или подтоварной).

Потокоотклоняющая технология основана на закачке в призабойную зону нагнетательной скважины разработанного ГЭС в объемах, рассчитанных по предлагаемой методике, совмещающей теорию фильтрации, результаты лабораторных фильтрационных экспериментов на естественных образцах породы-коллектора и практический опыт закачки аналогичных композиций. Базовыми параметрами при расчете являются остаточный фактор сопротивления и величина снижения приемистости скважин в требуемых пределах.

Нанесение профилактической антикоррозионной смазки на поверхность внутрискважинного оборудования происходит во всех разработанных технологиях применения ГЭС. Помимо этого, предлагается специальная технология применения ГЭС для защиты внутрискважинного оборудования в качестве надпакерных и консервационных жидкостей.

Эффективность применения разработанного гидрофобно-эмульсионного состава, стабилизированного эмульгатором ЯЛАНЭ2, в качестве жидкости для выравнивания профиля приемистости при применении комплексной технологии подтверждена результатами промысловых испытаний, проведенных на 32 нагнетательных скважинах месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири компанией ООО "Сервис ТЭК". Результаты испытаний показали высокую эффективность комплексной технологии применения ГЭС совместно с закачкой гелеобразующих систем.

 Основные выводы и рекомендации 

  1. Обосновано применение ГЭС в качестве многофункциональных ТЖ при подземном ремонте скважин: в процессах глушения нефтяных скважин, в потокоотклоняющих технологиях, для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии. На основе анализа особенностей геологического строения залежей, физико-химических свойств флюидов и текущего состояния разработки нефтяных месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири определены основные свойства ТЖ, требуемые для эффективного применения в описанных технологиях: высокая агрегативная устойчивость при температурах до 80°С; наличие структурно-реологических свойств; возможность регулирования технологических показателей в широких пределах; высокая адгезия к поверхности породы-коллектора и внутрискважинного оборудования.
  2. Разработан высокоэффективный эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий марки ЯЛАНЭ2, позволяющий стабилизировать эмульсии при высоких температурах (до 80°С), активными компонентами которого являются продукты взаимодействия ненасыщенных жирных кислот, сложных этаноламинов и аминоспиртов.
  3. На основе проведенных лабораторных экспериментов подтверждены высокие технологические характеристики разработанных гидрофобно-эмульсионных составов в виде обратной водонефтяной эмульсии, стабилизированной эмульгатором ЯЛАНЭ2. Доказана возможность регулирования их технологических свойств в широких пределах для адаптации к конкретным геолого-технологическим условиям. Повышение адгезии ГЭС к поверхности породы-коллектора и металла внутрискважинного оборудования достигается увеличением концентрации эмульгатора ЯЛАНЭ2 в углеводородной фазе, повышением содержания и дисперсности водной фазы эмульсии.
  4. Эффективность применения ГЭС для создания ПАС на поверхности внутрискважинного оборудования в результате проведения лабораторных экспериментов оказалась выше в сравнении с широко применяемыми ингибиторами коррозии, поскольку ПАС обеспечивает полную защиту от коррозии, к тому же, не требует периодической дозировки реагентов для поддержания постоянной концентрации в проточной добываемой жидкости.
  5. Обоснованы технологии подземного ремонта скважин с использованием разработанного ГЭС в виде ОВНЭ, стабилизированной эмульгатором ЯЛАН-Э2: технология глушения нефтяных скважин; потокоотклоняющая технология; технология защиты внутрискважинного оборудования от коррозии.

 Содержание диссертации отражено в следующих основных печатных работах:



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.