WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

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 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 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 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

Реализация технологий направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП за счет применения разработанных гидрофобизирующих составов жидкостей глушения и стимуляции скважин путем их использования перед подземным ремонтом позволит повысить эффективность эксплуатации скважин, что в итоге обеспечит наиболее полное извлечение нефти из недр.

Основные выводы и рекомендации

  1. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин может быть достигнуто путем направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП перед подземным ремонтом в различных геолого-физических и технологических условиях разработки месторождений за счет использования новых гидрофобизирующих составов жидкостей глушения и стимуляции скважин.
  2. Разработаны и рекомендованы к внедрению новые составы жидкостей глушения и стимуляции скважин, обеспечивающие сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП:
    • блокирующий состав ОВНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), для применения в скважинах с малой и средней обводненностью (до 60 %), вскрывших низкопроницаемые терригенные коллектора;
    • гидрофобизирующий состав – 1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора (на основе ТЭА и ЖКТМ) для применения в скважинах с высокой обводненностью (более 60 %), вскрывших средне- и высокопроницаемые терригенные коллектора;
    • интенсифицирующий состав ОКНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), для применения в скважинах, вскрывших средне- и высокопроницаемые карбонатные коллектора.
  1. В результате проведенных экспериментальных исследований установлено, что разработанные технологические жидкости, в состав которых входят ПАВ (продукты реакции ПЭПА с ЛТМ и ТЭА с ЖКТМ), оказывают гидрофобизирующее воздействие на пористую среду пород-коллекторов, что в итоге способствует сохранению, восстановлению и улучшению фильтрационных характеристик ПЗП.
  2. Возможность совмещения операций глушения скважин перед подземным ремонтом с воздействием на ПЗП разработанными составами технологических жидкостей позволяет регулировать фильтрационные характеристики ПЗП с максимальной эффективностью и достаточной степенью охвата продуктивного коллектора. Учитывая достаточно высокую частоту проведения ПРС, перспективность использования такой технологии очевидна.
  3. Результаты промысловых испытаний технологии блокирования ПЗП составом ОВНЭ при глушении скважин перед подземным ремонтом показали улучшение эффективности эксплуатации скважин в виде увеличения их дебитов в среднем на 5-10 м3/сут, снижения сроков вывода скважин на режим до 1-3 суток и уменьшения обводненности добываемой продукции на 20-30 %.
  4. Разработан и внедрен в промышленное производство новый эмульгатор ОВНЭ, синтезированный на основе РМ и аминов. Составы ОВНЭ, приготовленные на основе данного эмульгатора, обладают высокой агрегативной устойчивостью (100 %) и термостабильностью (80 С) при использовании любых типов нефтей и пластовых вод.
  5. Разработан способ приготовления эмульсионных составов для глушения и стимуляции скважин, позволяющий улучшить стабильность данных систем и упростить процесс их приготовления путем увеличения интенсивности перемешивания.

Содержание диссертации отражено в следующих печатных работах:

  1. Мардашов Д.В. Гидрофобно-эмульсионные составы для глушения и обработки призабойной зоны нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы VII Международной научной конференции. Т. 1. – Уфа: изд-во «Реактив», 2006. – С.91-92.
  2. Рогачев М.К. Выбор жидкостей для глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, Ю.В. Зейгман // Актуальные проблемы нефтегазового дела: Cб. науч. тр. в 4 т. – Уфа: УГНТУ, 2006. – Т.2. – С.123-126.
  3. Рогачев М.К. Рациональное использование нефтяного сырья при разработке месторождений аномальных нефтей / М.К. Рогачев, И.В. Валиуллин, Д.В. Мардашов, Н.К. Кондрашева // Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых: Материалы конференции. – СПб: СПГТИ (ТУ), 2006. – С.292.
  4. Рогачев М.К. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, К.В. Стрижнев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело. – 2007. – Т.5. – № 2. – С.55-58.
  5. Мардашов Д.В. Применение гидрофобных эмульсий в технологиях глушения нефтяных и газовых скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, Р.Р. Рафиков // Новые технологии в газовой промышленности: Cб. тезисов докладов VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. – М.: РГУНГ, 2007. – С.39.
  6. Мардашов Д.В. Разработка технологий применения обратных эмульсий при подземном ремонте нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев // Записки Горного института. – 2007. – Т.173.
    Pages:     | 1 | 2 ||






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