WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 9 |

Вода, фильтрат как промывочной, так ижидкости глушения удерживаютсямолекулярно-поверхностными и капиллярнымисилами в поровых каналах. Объемудерживаемой воды тем больше, чем нижепроницаемость коллектора. На основепроведенных расчетов установлено, что вусловиях месторождений Западной Сибириповышение водонасыщенности на 10…15 %снижает фазовую проницаемость для нефти в2…3 раза.

При исследованиях промывочныхжидкостей определялись вязкость ипескоудерживающие свойства, ихстабильность во времени при разныхтемпературах и концентрациях применяемыхреагентов, а также влияние контакта сметаллом и замораживания на деструкциюполимерных растворов. Определяласьстепень набухаемости глинистых пород.Предлагаемые составы при сравнительнонизкой вязкости – 7,25…7,27 мПас –обладают хорошими пескоудерживающимисвойствами. Замедление скорости оседанияпесчинок в исследуемых составах растворовизменялось в 8,8…22,9 раза (таблица 1).

Таблица 1 – Определениепараметров жидкостей для промывкискважин

Состав раствора

Плотность

при 20 оС, г/см3

Динамическая

вязкость
при 20 оС,

мПаС

Скорость падения песчинок,
d = 0,63…1,0 мм

см/с

замедление скорости падения,раз

Водадистиллированная

0,998

1,002

1,50

-

5 %-ный растворNaCl

1,034

-

11,00

1,4

10 %-ныйраствор NaCl

1,071

-

10,60

1,5

15 %-ныйраствор NaCl

1,109

-

10,30

1,5

0,5 %-ныйраствор КМЦ-700

1,000

5,204

8,40

1,9

0,5%-ный раствор КМЦ-700 + 5 % NaCl

1,035

3,305

4,90

3,2

1 %-ный растворКМЦ-700

1,003

13,189

5,00

3,1

1 %-ный растворКМЦ-700 + 10 % NaCl

1,076

8,653

3,60

4,3

1,5 %-ныйраствор КМЦ-700

1,006

29,804

2,60

6,0

1,5%-ный раствор КМЦ-700 + 15 % NaCl

1,113

23,154

1,80

8,5

2%-ный раствор КМЦ-700

1,007

61,150

0,80

19,9

0,5 %-ныйраствор КМЦ-Finn-fix

0,999

2,236

8,70

1,8

1 %-ный растворКМЦ-Finn-fix

1,003

5,338

6,40

2,4

1,5 %-ныйраствор КМЦ-Finn-fix

1,005

11,459

3,40

4,6

0,1 %-ныйраствор ПАА-DK Drill

0,999

18,821

0,44

36,9

0,25 %-ныйраствор ПАА-DK Drill

1,000

90,630

0,10

148,5

0,05 %-ныйраствор ПАА-DK Drill

0,999

7,250

1,80

8,8

0,1 %-ныйраствор ПАА Accotrol

0,999

35,864

0,10

148,5

0,05 %-ныйраствор ПАА Accotrol

0,997

7,270

0,70

22,9

Рассмотрены свойства иэффективность жидкостей глушения, вчастностирезультаты испытаниягидрофобноэмульсионных растворов (ГЭР).При испытании ГЭР на промыслахустановлено, что рекомендованная ранееэлектростабильность 80…200 В не всегдаобеспечивает термостабильность раствора впластовых условиях при температурах 80…90°С.

Проведены исследования ирекомендован к использованию вкачествежидкости глушения фильтрат техническогопентаэритрита (ФТП). ФТП не реакционноспособен, не образуеттоксичных соединений с другими веществами, хорошо совместим срастворами хлористого натрия, с пластовойводой, срастворами CaCl2, MgСl2и Cа(NО3)2, атакже с коррекситом, гипаном и нитрилтриметилфосфоновой кислотой(НТФ), добавляемых в различныетехнологические составы.

Коррозия в присутствииФТП идет только в первые часы контакта,затем на поверхности металла образуетсякоричневая, несмываемая водой испиртобензольной смесью, пленка, и процесскоррозии резко затормаживается. ФТПпроявляет более низкиеповерхностно-активные свойства, чемизвестные жидкости глушения, такие какраствор CaCl2, NaCl,аммонизированный раствор нитрата кальция(АРНК).

Результаты исследованийнабухаемости глинистого материала в ФТП(таблица 2) позволяют расширить целевыетехнологические функции раствора иприменять его как среду при вторичныхвскрытиях пласта, а также при промывке ибурении скважин.

Таблица 2 – Результатыисследования набухаемости образцов
из глинопорошка вжидкостях глушения при 10 °С

Среда

Плотность раствора, г/см3

Увлажнение образца,
%

Водатехническая

1,00

56,75

РастворCaCl2

1,21

19,20

РастворАРНК

1,21

21,22

РастворNaCl + 10 % КС1

1,18

3,25

РастворФТП

1,21

2,95

На жидкость глушения для ремонтаскважин получен патент РФ № 2042798, БИ № 24 от27.08.95 г.

Приведены результатыисследований влияния ПАВ в растворителяхдля понижения поверхностного натяжениярастворов и диспергирования кристалловпарафина. Изучалась растворяемостьотложений в зависимости от изменениятемпературы (рисунок 10) и времени контактас композициями (рисунок 11).

На рисунках 10, 11приведены результаты исследований, где вкачестве растворителя использованаширокая фракция углеводородов (ШФУ)Подобраны ПАВ, добавление которых ускоряетрастворение отложений и способствуетудержанию АСПВ в растворе. Состав сдобавками двух повышающих эффективностьШФУ реагентов обладает аддитивнымисвойствами и максимально растворяетотложения.

а) б)

а Вынгаяхинскоеместорождение, скв. 674:

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

б Вынгапуровскоеместорождение, 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 – Зависимостьрастворимости АСПО от температуры
в различныхкомпозициях

а) б)

Рисунок 11 – Зависимостьрастворимости АСПО от времени контакта:
а) с растворителем. Температура опытов12 °С:

1, 2 – Карамовскоеместорождение, 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 – Суторминскоеместорождение, 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 идиспергирующая способность ШФУувеличивается при добавлении 0,05…0,06 %одного из следующих реагентов: превоцелНG-12, неонол СНО-ЗБ, эмультал, СНПХ-7214.Предложено использовать коррексит-7798 идипроксамин-5765М, но эффект при этом ниже.Дипроксамин-5765М одновременно используетсяи как ингибитор коррозии.

В пятой главе обобщенырезультаты исследований по разработкерецептуры составов и технологийинтенсификации работы скважин прикольматации ее в процессе эксплуатации, атакже результаты моделирования обработкипризабойной зоны с применением новыхактивных рабочих и буферных композиций.

Установлено, что основнаярастворимая часть кернового материала– соединенияжелеза и алюминия. При температурах выше 60°С эффективностьобработок снижается из-за быстройнейтрализации кислотного раствора иотсутствия воздействия на удаленную зонупласта. Значительно увеличиваетсякоррозия подземного оборудования из-затого, что вводимые заводами в кислотуингибиторы снижают или вообще утрачиваютсвои защитные свойства. Значительноеколичество соединений железа в ПЗПвносится за счет кислотной коррозииоборудования.

Разработаны рецептуры кислотныхкомпозиций для воздействия на породыпродуктивных горизонтов и продуктов,заиливающих ПЗП. Подобраны ингибиторыкоррозии для защиты скважинногооборудования в условиях высоких пластовыхтемператур. Наиболее эффективным показалсебя реагент –кубовые остатки аминов (КОА).

Проводилось изучениепокрытия НКТ КОА на изменениеповерхностно-активных свойств кислотныхрастворов. Ингибиторный эффект прирастворении КОА на абсорбенте С-1 достигает22,15 раз.

Установлено увеличениемежфазного натяжения отработанныхкислотных растворов (рисунок 12), чтозатрудняет извлечение продуктов реакциииз порового пространства. Ввод в кислотныекомпозиции неионогенных ПАВ (рисунок 13)уменьшает межфазное натяжение иотработанных составов.

Рисунок 12 – Межфазное натяжениеотработанных растворов
соляной кислоты на границе скеросином

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 натяжение12 %-ных растворов соляной
кислоты с добавками ПАВ

Добавление в кислотныйраствор, ингибированный ПБ-5, 0,2 % ГИПХ-3 и 0,05 %превоцела NG-12 показало, что тройнаякомпозиция ПАВ в кислоте обладаетаддитивными свойствами и максимальноснижает межфазное натяжение.

Описаны результатыгидрофобизирующих свойств добавок. Опытыпроводились с кварцевым песком фракции0,315…0,630 мм. При этом замечено значительноезамедление скорости фильтрацииводы.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 9 |






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