WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 |

8040

7,100

12,527

0,5011

15,100

29,338

0,88010

8679

0,364

0,690

0,0022

4,542

7,757

0,02482

Исследования показаливозможность использования для удаленияАСПО и дегидратации призабойной зоныкомпозиций ШФУ и ИПС при кислотныхобработках. Предлагаемые технологиипредусматривают наличие в композицияхкатионоактивных ПАВ: СНПХ-6012, коррексит-7798,ГИПХ-3, кубовых остатков аминов и др.

Показано, чтопредварительная закачка перед кислотнымраствором буферного раствора позволяетудалять асфальтосмолистые отложения изпризабойной зоны, производитьдегидратацию порового пространства игидрофобизацию породы и, замедляя при этомскорость реакции ее с кислотой,увеличивать глубину обработки пласта, итем самым повышать эффективность всегопроцесса.

Приведеныновые технологиирегулирования и ограничения водопритоков,увеличения охвата пласта воздействием иповышения его нефтеотдачи. Разработанныетехнологии являются основойсовершенствования и оптимизацииразработки недонасыщенных нефтью залежей.Суть данных технологий состоит впервоначальном выравнивании профиляприемистости и отдачи высокопроницаемыхпрослоев и в последующем в интенсификациидобычи нефти из низкопроницаемых прослоев.Приведены результаты испытания технологийв промысловых условиях.

Технология регулирования профилейприемистости и ограничения водопритоков сиспользованием аминированного хлористогонатрия (патент РФ № 2071547, БИ № 1 от 10.01.97)предусматривает закачку в пласткомпозиции, компоненты которой образуютгелеобразный осадок с частицами размерами40…100 мкм, закупоривающий промытые зоныпласта.

В предлагаемом тампонирующемсоставе нитрилтриметилфосфоновая кислота(НТФ) выступает в качестве образователямалорастворимых полиядерныхкомплексонатов. Ингредиенты, входящие всостав АХН, образуют осадок с растворомхлористого кальция, а добавка НТФзначительно увеличивает его объем (таблица8). Проницаемость пористой среды снижаетсяв 10 раз.

В результате испытаниясостава на нагнетательных скважинах 5373 и5395 Суторминского месторождения за шестьмесяцев дополнительно добыто более 6 тыс. тнефти.

Разработана и переданапроизводственным подразделениямОАО «Ноябрьскнефтегаз» технологиявыравнивания профиля приемистостинагнетательных скважин составами наоснове кремнефтористого аммония инатриевого жидкого стекла.

Предложендиэлькометрический метод прогнозированиясовместимости реагентов между собой,пластовых и технологических жидкостей, атакже эффективности предотвращения АСПО иборьбы с ней.

Диэлектрическиесвойства вещества характеризуютсяследующими показателями: – диэлектрическаяпроницаемость, о – диэлектрическаяпроницаемость вакуума, = / о–относительная диэлектрическая проницаемость, tg – тангенс угладиэлектрических потерь. Параметр tg является для диэлектриковэкспериментально измеряемойхарактеристикой, которая учитывает реально имеющуюсяв диэлектрике малую электропроводность.

Условием совместимостиреагента и нефти является нахождениечастотыfmр в области ширины резонанснойкривой для нефти: fmр[f1н, f2н]. Значения f1н,f2нопределяются из условия (рисунок 16):

tg(f1н,f2н)= tgmн,

согласно теорииориентационной поляризации Дебая.

Таблица 8 – Параметрыразработанного тампонирующегосостава

Плотность раствора АХН, г/см3

Добавка НТФ, %

рНраствора

АХН+НТФ

Объемраствора

СаСI2, мл

Плотность состава

при 20 оС, г/см3

Вязкость состава

при 20 оС, мПа*с

рНфильтрата

Объемосадка, см3

Объемное содержание осадка, %

Массасухого остатка,

г

1,10

0,5

5,5

5

1,122

3,051

6,0

9

30,0

0,5

5,5

10

1,137

3,147

6,0

10

28,0

1,0

4,0

5

1,125

2,931

5,5

11

36,7

1,0

4,0

10

1,139

3,478

5,5

11

31,4

10,0

10

1,155

1,760

7,5

2

6,3

1,15

0,5

5

1,166

3,178

5,0

8

26,7

0,17

0,5

10

1,172

3,579

5,0

8

22,9

0,13

1,0

5

1,165

4,927

3,5

11

36,7

0,14

1,0

10

1,171

4,587

3,5

11

31,4

0,23

10

1,191

1,992

8,5

2

6,3

0,02

1,18

0,5

5

1,192

4,771

5,5

10

31,7

0,11

0,5

10

1,196

5,002

5,5

14

38,6

0,19

1,0

5

1,196

6,051

4,0

12

38,4

0,25

1,0

10

1,200

6,027

4,0

13

37,1

0,28

10

1,213

2,217

8,5

2

6,3

0,06

Примечание: Объем раствора в опытах– 25 мл,плотность хлористого кальция – 1270 кг/м3.

Например, для нефтиВынгапуровского месторождения и реагентаСНПХ-7214 максимумы тангенса угладиэлектрических потерь совпадают (рисунок17). Это предполагает, что реагентэффективен для месторождения с этойнефтью. Правильность предположенияподтверждена лабораторнымиисследованиями и опытно-промысловымиработами.

Метод является комплекснымэкспресс-методом, позволяет подбиратьпотенциально эффективныеингибиторы.

Рисунок 16 – Резонансная криваядиэлектрических свойств нефти

1– нефть; 2 – реагент СНПХ-7214; T = 273 К, Р = 0,41 МПа

Рисунок 17 – Зависимость tg(f) для нефти
Вынгапуровскогоместорождения

Основные выводы ирекомендации

1. На примеренефтегазовых месторождений Ноябрьскогорегиона Западной Сибири изучены и уточненыгеолого-физические характеристикипродуктивных пластов и установлено, чтоони характеризуются пониженнымнеоднородным нефтенасыщением поровогопространства как по разрезу, так и попростиранию пластов. Пониженнаянефтенасыщенность коллекторов обусловилаповышенную подвижность пластовой изакачиваемой воды, которые явилисьосновным источником переносазагрязнителей в призабойной зоне искважине.

2. В результатеобобщения, систематизации истатистической обработки результатов ПГИи ГДИ установлено, что продуктивностьзначительного числа скважин ниже ихпотенциально возможной в начале работы,также наблюдается ее снижение в периодэксплуатации, несмотря на проведениепланового объема геологотехнологическихмероприятий.

Анализ примененияметодов воздействия на ПЗП показывает, чтоприменяемые технологии недостаточноэффективны и имеется возможность ихповышения как за счет выбора методавоздействия с учетом геолого-физическихусловий конкретных объектов, так и за счетсовершенствования технологическихприемов.

3. На основе обобщениязначительного объема экспериментальныхисследований установлено, что одной изпричин низкой эффективности проводимыхмероприятий является наличие на забоескважин различных мехпримесейорганического и неорганическогопроисхождений, и значительное количествопримесей находится во взвешенномсостоянии в скважинной жидкости.

Результаты проведенныхисследований свидетельствуют о том, чтоматериал продуктивных горизонтов неявляется основной составляющей частьюотложений. Ствол и призабойная зонызагрязнены, главным образом, осадкамитехногенного происхождения.

4. Проведеныисследования и разработаны новые составыфильтрата технического пентаэритрита ихлористого натрия, технологическихжидкостей с более высокими качественнымипоказателями в сравнении с применяемымианалогами. Разработаны рецептурытехнологических жидкостей для промывкизабоя скважин с высокимипескоудерживающими способностями.Предложена новая жидкость глушения дляскважин, эксплуатирующихвысотемпературные заглинизированныепласты. На основе фильтрата техническогопентаэритрита и хлористого натрияразработаны рецептуры кислотныхкомпозиций с регулируемой глубинойпроникновения в пласт и облегченнымизвлечением их фильтратов. Предложеныновые технологии регулирования иограничения водопритоков и увеличенияохвата пласта воздействием.

5. Обоснован комплексмероприятий, позволяющийинтенсифицировать эксплуатацию скважин.Разработаны и внедрены технологии ОПЗвысокогидрофильных полимиктовыхколлекторов при высоких пластовыхтемпературах. Экспериментально подобраныингибиторы коррозии для защитыскважинного оборудования при кислотныхобработках в условиях высоких пластовыхтемператур. Их добавление в кислотныесоставы снижает скорость коррозии до 22,5раз.

6. Предложен методдиэлькометрической спектрометрии дляпрогнозирования эффективностиприменяемых химических реагентов исовместимости технологических жидкостеймежду собой и с пластовыми флюидами.Предложена комплексная методика подбораэффективных ингибиторов АСПО на основесопоставления измерений диэлектрическихпараметров систем.

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 |






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