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 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов

-- [ Страница 4 ] --

На жидкость глушения для ремонта скважин получен патент РФ № 2042798, БИ № 24 от 27.08.95 г.

Приведены результаты исследований влияния ПАВ в растворителях для понижения поверхностного натяжения растворов и диспергирования кристаллов парафина. Изучалась растворяемость отложений в зависимости от изменения температуры (рисунок 10) и времени контакта с композициями (рисунок 11).

На рисунках 10, 11 приведены результаты исследований, где в качестве растворителя использована широкая фракция углеводородов (ШФУ) Подобраны ПАВ, добавление которых ускоряет растворение отложений и способствует удержанию АСПВ в растворе. Состав с добавками двух повышающих эффективность ШФУ реагентов обладает аддитивными свойствами и максимально растворяет отложения.

а) б)

а Вынгаяхинское месторождение, скв. 674:

1 – ШФУ + ЭБФ (3:1); 2 – ШФУ + СПНХ-6012 (1,5 %); 3 – ШФУ;

б Вынгапуровское месторождение, скв. 1104:

1 – ШФУ; 2 – ШФУ + СПНХ-6012 (1,5 %); 3 – ШФУ + ЭБФ (3:1); 4 – ШФУ + ЭБФ (3:1) + СПНХ-6012 (1,5 %)

Рисунок 10 – Зависимость растворимости АСПО от температуры
в различных композициях

а) б)

Рисунок 11 – Зависимость растворимости АСПО от времени контакта:
а) с растворителем. Температура опытов 12 °С:

1, 2 – Карамовское месторождение, скв. 631;
3, 4 – Вынгаяхинское месторождение, скв. 674;
1, 3 – ШФУ + ЭБФ (3:1); 2, 4 – ШФУ;

б) с композицией ШФУ + ЭБФ (3:1). Температура среды 30 °С: 1 – Суторминское месторождение, скв. 3432;
2 – Вынгаяхинское месторождение, скв. 674;
3 – Вынгаяхинское месторождение, скв. 774;
4 – Вынгапуровское месторождение, скв. 1104;
5 – Новогоднее месторождение, скв. 1126;
6 – Карамовское месторождение, скв. 631

Растворяющая и диспергирующая способность ШФУ увеличивается при добавлении 0,05…0,06 % одного из следующих реагентов: превоцел НG-12, неонол СНО-ЗБ, эмультал, СНПХ-7214. Предложено использовать коррексит-7798 и дипроксамин-5765М, но эффект при этом ниже. Дипроксамин-5765М одновременно используется и как ингибитор коррозии.

В пятой главе обобщены результаты исследований по разработке рецептуры составов и технологий интенсификации работы скважин при кольматации ее в процессе эксплуатации, а также результаты моделирования обработки призабойной зоны с применением новых активных рабочих и буферных композиций.

Установлено, что основная растворимая часть кернового материала – соединения железа и алюминия. При температурах выше 60 °С эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия воздействия на удаленную зону пласта. Значительно увеличивается коррозия подземного оборудования из-за того, что вводимые заводами в кислоту ингибиторы снижают или вообще утрачивают свои защитные свойства. Значительное количество соединений железа в ПЗП вносится за счет кислотной коррозии оборудования.

Разработаны рецептуры кислотных композиций для воздействия на породы продуктивных горизонтов и продуктов, заиливающих ПЗП. Подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования в условиях высоких пластовых температур. Наиболее эффективным показал себя реагент – кубовые остатки аминов (КОА).

Проводилось изучение покрытия НКТ КОА на изменение поверхностно-активных свойств кислотных растворов. Ингибиторный эффект при растворении КОА на абсорбенте С-1 достигает 22,15 раз.

Установлено увеличение межфазного натяжения отработанных кислотных растворов (рисунок 12), что затрудняет извлечение продуктов реакции из порового пространства. Ввод в кислотные композиции неионогенных ПАВ (рисунок 13) уменьшает межфазное натяжение и отработанных составов.

Рисунок 12 – Межфазное натяжение отработанных растворов
соляной кислоты на границе с керосином

1 – 12 % HCl; 2 – 12 % HCl + 0,2 % ГИПХ-3;
3 – 12 % HCl + 0,05 % превоцел NG-12;
4 – 12 % HСl + 0,2 % ГИПХ-3 + 0,05 % превоцел NG-12

Рисунок 13 – Межфазное натяжение 12 %-ных растворов соляной
кислоты с добавками ПАВ

Добавление в кислотный раствор, ингибированный ПБ-5, 0,2 % ГИПХ-3 и 0,05 % превоцела NG-12 показало, что тройная композиция ПАВ в кислоте обладает аддитивными свойствами и максимально снижает межфазное натяжение.

Описаны результаты гидрофобизирующих свойств добавок. Опыты проводились с кварцевым песком фракции 0,315…0,630 мм. При этом замечено значительное замедление скорости фильтрации воды.

Разработаны, изучены свойства и поведение буферной жидкости при контакте с пластовой нефтью и водой. Температура, минерализация воды в пределах, типичных для месторождений Западной Сибири, и состав углеводородной фазы не оказывают большого влияния на фазовое поведение в системах. Результаты применимы для широкого круга месторождений с разными по составу и свойствам нефтью и при использовании различных углеводородных растворителей.

Буферные жидкости, обладая высокой дегидратирующей способностью, удаляют защемленную и связанную воду, а также воду, попавшую в пласт при работах в скважине. Рекомендовано применение буферной жидкости для удаления из ПЗП асфальтосмолистых веществ. Исследования на моделях показали, что фильтрационные характеристики зависят от ее состава и технологии закачки.

Изучались спиртокислотные составы, содержащие соляную и глинокислоту, ИПС, спиртовые составы ЭРА и КОР-1, растворимость кернового материала и отложений с забоя в зависимости от времени, температуры и соотношения спирт/кислота.

Теоретическая основа выбора растворителя (основы раствора) базируется на его способности растворяться в воде и в нефти при высокой совместимости с кислотами. Показано что, ИПС, составы ЭРА и КОР-1 являются диэлектриками. Согласно теоретическим представлениям, в растворителях с низкой диэлектрической проницаемостью кислоты слабо диссоциированы, вследствие чего имеют низкую активность по отношению к металлу, цементу и горной породе. В пласте раствор смешивается с имеющейся водой, и по мере удаления от ствола скважины диссоциация кислоты и, следовательно, ее активность растут. В результате, в удаленных зонах пласта раствор спиртокислоты достигает в реакционноспособном состоянии.

Использование спиртовых растворов кислот способствует дегидратации призабойной зоны.

Исследована растворимость породы, которая является функцией времени в зависимости от соотношения объема кислоты к объему спиртов (рисунок 14).

Рисунок 14 – Растворимость кернового материала скважин 4038
(кривые 1, 3) и 8443 (кривые 2,4) Муравленковского
месторождения при 40 °С в составах: 1, 2 – глинокислота; 3, 4 – глинокислота + ЭРА в соотношении 1:2

С уменьшением содержания кислоты в композиции зависимость растворимости от времени возрастает. В исследованных образцах породы скважины 4038 установлено больше песчаной фракции, а в скважине 8443 – глинистой.

Растворимость породы в спиртокислотном составе от температуры показана на рисунке 15.

1 – глинокислота; 2 – глинокислота + КОР

Рисунок 15 – Растворимость породы пласта скважины 4038
Муравленковского месторождения от температуры в составах

Межфазное натяжение спиртокислотных составов и их фильтратов значительно ниже (таблица 3). Общая растворимость кернового и глинистого материалов при использовании спиртокислотного раствора не ниже, чем при применении кислоты той же концентрации.

Таблица 3 – Растворимость кернового материала в спиртовых
растворах кислот

Состав раствора Растворимость кернового материала, % Межфазное натяжение на границе с керосином,*10 –3 Н/м
раствора до опыта фильтрата после опыта
1 2 3 4
Карамовское месторождение, скв. 611, интервал 2692…2708 м
НСl 1,90 7,50 7,40
ГК 14,00 7,60 7,80
ГК + ИПС 10,30 1,05 1,70
ГК + ЭРА 9,04 2,80 3,30

Окончание таблицы 3

1 2 3 4
Пограничное месторождение, скв. 469, интервал 2615…2622 м
НСl 6,88 7,30 7,60
ГК 17,23 7,60 7,80
ГК + ИПС 17,32 1,05 1,70
ГК + ЭРА 16,80 2,80 3,30
Вынгапуровское месторождение, скв. 725, глубина 2765 м
НСl 11,10 7,30 7,50
НСl + ЭРА 6,50 2,61 3,13
ГК 21,88 7,60 7,85
ГК + ИПС 21,05 1,05 1,60
ГК + ЭРА 21,61 2,80 3,28
Суторминское месторождение, скв. 5286, интервал 2504…2512 м
НСl 7,62 7,30 7,50
ГК 10,08 7,80 7,75
ГК + ИПС 11,35 1,05 1,72
ГК + ЭРА 11,75 2,80 3,31

Результаты моделирования обработки ПЗП спиртокислотными составами позволяют рекомендовать их для промыслового применения.

В шестой главе предложены технологии интенсификации работы скважин при повышенных пластовых температурах в недонасыщенных нефтью коллекторах.

Описаны результаты выполненных лабораторных исследований по подбору новых реагентов с созданными новыми композициями, которые позволяют установить новые, отличные от ранее принятых на промыслах, последовательности технологических операций.

Подобранные в результате исследований реагенты могут добавляться как в буферные, так и в активные кислотные составы. Адсорбционный слой реагентов СНПХ-6012, КОА, ГИПХ-3 на поверхности металла и породы устойчив при повышенных температурах и препятствует их контактированию с кислотным раствором. Снижается активность кислотных составов, увеличивается период их нейтрализации, что способствует увеличению радиуса воздействия. Закачка буфера способствует гидрофобизации породы и значительному снижению межфазного натяжения на границе рабочих и пластовых жидкостей. Реагенты являются деэмульгаторами нефтяных эмульсий, ингибиторами водной коррозии и при обратном выносе их из пласта способствуют разрушению эмульсий, образующихся в призабойной зоне, и предохранению от коррозии наземного оборудования.

Для предотвращения вторичного осадкообразования на скважинах с механизированным фондом рекомендовано продавливать продукты реакции вглубь пласта большими объемами низкоконцентрированного кислотного раствора.

Показано, что при испытании технологий обрабатывались скважины с различным сроком их эксплуатации как безводных, так и с обводнением добываемой продукции. Нагнетательные скважины обрабатывались при низкой приемистости или при снижении приемистости в период эксплуатации.

Таблица 4 демонстрирует, из каких операций состояла ОПЗ пласта скважины при испытаниях технологии с применением СНПХ-6012.

Таблица 4 – Результаты испытания технологии кислотных обработок
с использованием ингибитора СНПХ-6012

Скважина Выполнение комплекса работ по технологии Дебит нефти, т/сут Дополнительная добыча нефти, т Продолжительность эффекта, мес
промывка раствором с повышенными пескоудерживающими свойствами закачка буфера СНПХ-6012 СКВ закачка буфера
СНПХ-6012
СКО продавка большим объемом HCl+ПАВ до обработки после обработки

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Муравленковское месторождение

935 + + + + + + 26,0 74,0 7140 7,5



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |
 





 
© 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.