WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

при температуре 20 оС

при температуре 70 оС

0

176

176

30

168

152

60

160

137

90

156

127

120

154

122

240

148

117

Как видно из таблицы 3, добавление к эмульсии эмульгатора повышает ее агрегативную устойчивость. Кроме того, эмульгатор «Ярлан-Э-1» позволяет получить НКЭ с высокой термостабильностью. Для ее оценки измеряли электростабильность эмульсии после подогрева до 70 °С. В результате НКЭ с эмульгатором «Ярлан-Э-1» практически не потеряла агрегативной устойчивости, а ее электростабильность восстановилась более чем на 90%.

В таблице 4 представлены рекомендуемые оптимальные концентрации эмульгатора в нефтекислотной эмульсии, необходимые для сохранения ее целостности в процессе кислотной обработки.

Таблица 4- Рекомендуемые оптимальные концентрации эмульгатора при различных температурах

Температура,

OC

Оптимальные концентрации,

определенные по методам:

Рекомендуемые концентрации,

% масс.

по поверхностному натяжению, % масс.

по вязкости нефти, % масс.

20

0,084

0,081

0,083

40

0,096

0,094

0,095

60

0,130

0,110

0,120

90

0,150

0,140

0,150

130

0,180

0,180

0,180

Для практического применения новой кислотной эмульсии следует изучить ее коррозионные характеристики, при необходимости, найти оптимальное содержание ингибитора коррозии.

Были проведены две серии опытов:

Первая серия – при комнатной температуре и давлении. В данном опыте использовался состав глинокислотного раствора (HCl (10%) + HF (1,5-2%) + CH3COOH (5%)) и соляная кислота (HCl 8%, HCl 10%) и разные концентрации ингибитора коррозии. Ингибитор коррозии в новом составе тот же, какой традиционно применяется в СП «Вьетсовпетро» и России (Азимут-14). Результаты опытов при комнатной температуре и давлении приведены на рисунке 4. Скорость коррозии обычно высока в коротком начальном промежутке времени контактирования, когда формируется защитная пленка (образующаяся абсорбцией органического вещества на поверхности металла). Когда защитная пленка формируется эффективно, увеличение времени контактирования ведет к уменьшению скорости коррозии. Со временем защитная пленка разрушается по десорбционному механизму. Рисунок 4 - Динамика изменения скорости коррозии при использовании различных ингибиторов

Результаты, приведенные на рисунке 4, подтверждают вышесказанное. Концентрация WHT-8255 (2,5V) + WCL-1212 (1,5V), которая используется в СП «Вьетсовпетро», и концентрация «Азимут-14» 2% является оптимальным вариантом ингибитора коррозии.

Вторая серия опытов проводилась при температуре 70 оС. Сравнение результатов опытов при температуре 70 oC с результатами опытов при комнатной температуре и давлении показало, что коррозия при высокой температуре происходит интенсивнее. Для традиционного ингибитора СП «Вьетсовпетро» и ингибитора «Азимут-14» при одном и том же времени контактирования (1 час) скорость коррозии при комнатной температуре составила 1,56 мм/год, а при температуре 70 oC – 8,6 мм/год.

Таким образом, экспериментальные исследования оценки способности ингибирования коррозии нового кислотного состава показали, что составы предлагаемых эмульсий удовлетворяют требованиям контроля коррозии (скорость коррозии не превышает 10 мм/год).

Для лабораторных испытаний на модели пласта была составлена «Программа лабораторного испытания композиционных кислотных составов для определения коэффициента проницаемости на модели пласта путем кислотных обработок пластов на модели залежи нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр». Результаты представлены в таблице 5.

Из таблицы 5 видно, что коэффициент восстановления проницаемости для нефти при кислотной обработке составом «Опыт №1» изменяется от 62 до 81 % (среднее значение 74 %), а коэффициент восстановления проницаемости для воды при кислотной обработке составом «Опыт №2» изменяется от 107 до 202 % (среднее значение 165 %). С приращением коэффициента восстановления проницаемости 0,19 новая эмульсия вполне удовлетворяет ожидаемым результатам. Коэффициент восстановления для нагнетательной скважины так же высокий.

Таблица 5 - Результаты лабораторных испытаний по способности восстановления проницаемости керна после кислотной обработки для добывающих и нагнетательных скважин

№ п/п

Этап испытания

Результат испытания образцов породы

добывающих скважин

нагнетательных скважин

№ 1

№ 2

№ 3

Сравнительный образец

№ 5

№ 6

№ 7

1

Начальная проницаемость чистого керна k1, мкм2

0,0323

0,0945

0,0108

0,0060

0,0183

0,0061

0,0008

2

Проницаемость загрязненного керна (органические и неорганические загрязнения) k2, мкм2

0,0065

0,0099

0,0001

0,0017

0,0018

0,0038

0,0003

3

Проницаемость после обработки k3, мкм2

0,0121

0,0412

0,0044

0,0021

0,0187

0,0052

0,0011

4

Коэффициент восстановления проницаемости

kвосст. = k3/[(k1+k2)/2] /Пр. 2/

0,62

0,79

0,81

0,55

1,87

1,07

2,02

Примечания: - Средний коэффициент восстановления проницаемости по трем опытам (0,81+0,62+0,79)/3 = 0,74;

- Приращение коэффициента восстановления по сравнению со сравнительным образцом: 0,74-0,55 = 0,19.

(Погрешность установки 5%)

Среднее значение коэффициента восстановления 1,65

Для добывающих скважин высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» предложены следующие рекомендации:

применять две эмульсионные системы в одной фазе обработки. Сначала закачать эмульсию на основе соляной кислоты, затем закачать эмульсию на основе плавиковой кислоты. После этого промыть ПЗП нефтью. Назначение эмульсии на основе соляной кислоты - растворить неорганические и органические отложения внутри НКТ, обсадной колоны; растворение кальцита в пласте для создания благоприятных условий для функционирования плавиковой кислотной эмульсии. Этот подход максимально снижает вероятность выпадения осадков при обработке. В зависимости от условий эксплуатации скважин рекомендуется использовать один из предлагаемых вариантов состава эмульсии на основе кислоты (1 вариант – для первичной обработки; 2 вариант – для повторной обработки; 3 вариант – для скважин, введенных из бурения), которые приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Составы предлагаемых эмульсионных композиций для добывающих скважин высокотемпературных пластов

№ п/п

Компонент

Содержание компонента в системе эмульсии

соляной кислоты, %

плавиковой кислоты, %

Вариант I

Вариант 2

Вариант 3

Вариант I

Вариант 2

Вариант 3

В кислотном составе 60% содержится:

1

HF

-

-

-

1,0

1,5

2,0

2

HCl

6,0

8,0

10,0

6,0

8,0

10,0

3

СН3СООH

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

4

C3H12NO9P2

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

5

Смесь ингибиторов (WHT8255 + WCL1212) или

«Азимут-14»

2,5 + 1,5

2,0

2,5 + 1,5

2,0

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»