8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Обработка пав скважин


ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) —это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой по­верхности раздела фаз (или на поверхности разделов двух жид­костей, например, нефть — вода) вследствие адсорбции этих ве­ществ.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает его концентрацию .в объеме раствора. Благода­ря этому процессами, происходящими на границе раздела фаз, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

В нефтяной промышленности ПАВ широко применяют преж­де всего как деэмульгаторы-разрушители нефтяных эмульсий. Их широко используют для обработки призабойной зоны с целью: ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; пре­дотвращения отрицательного влияния воды и других промывоч­ных жидкостей на физико-химические свойства пород продук­тивного пласта при ремонтных работах; повышения производи­тельности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; повышения эффективности соляно-кислотных обрабо­ток скважин; селективной изоляции притоков пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде, если в ней содер­жатся нефть и вода, состоит в следующем. Вследствие сниже­ния поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) умень­шается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесня­ются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.



 

Кроме того, некоторые ПАВ способствуют также и гидрофо-бизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: во время гидрофобизации частицы породы избирательно лучше смачиваются 'нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности по­ровых каналов, вытесняя из них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два ос­новных класса:

7) ионоген и ы е, молекулы которых в вводной среде дис­социируют на ионы, являющиеся носителями поверхностной ак­тивности;

2) неионогенные, в которых активной частью, воздейст­вующей на поверхность путем избирательной адсорбции, явля­ются полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы.

Ионогенньте ПАВ в свою очередь подразделены на группы: а) анионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде дис­социируют на положительно заряженный катион и отрицатель­но заряженный анион; последний обладает поверхностно-актив­ными свойствами; б) катионоактивные ПАВ, которые при рас­творении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, од­нако поверхностную активность имеют положительно заряжен­ные группы катионов.

К анионоактивным ПАВ относятся: карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты (получаемые окислением парафина), нафтеновые кислоты и их мыла, мыло­нафты, алкилсульфаты (натриевые или калиевые соли сульфо-эфиров высших жирных кислот), алкилсульфонаты (натриевые или калиевые соли сульфокислот), алкиларилсульфонаты (со­ли сульфокислот ароматических углеводородов) и др.

В промышленности наиболее распространены следующие анионоактивные ПАВ:

1) моющие средства «Новость», «Прогресс» и 'другие, отно­
сящиеся к алкилсульфатам;

2) моющий препарат сульфонат — смесь натриевых солей
алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими
12—18 атомов углерода;

3) сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский — рафи­
нированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся
к алкиларилсульфонатам; водные растворы этих реагентов об­
ладают моющими и пепообразующими свойствами;

4) нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляю­
щий собой соли водорастворимых сульфакислот, получаемых
при сульфировании керосино-газойлевых дистиллятов серной
кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промыв­
кой его водой и нейтрализацией щелочью,

 

НКЧ в течение длительного времени был почти единствен­ным деэмульгатором, применявшимся в отечественной нефтяной промышленности. Но этот деэыульгатор малоэффективен: его расход при полной подготовке нефти к переработке (обезвожи­вание и обессоливание) составляет 4—10 кг/т нефти.

Почти все анионоактивные ПАВ полностью растворяются в пресной воде, не растворяются в керосине и выпадают в осадок в пластовой воде.

К катионоактивным ПАВ относится небольшая группа ре­агентов — солей четырехзамещенных аммониевых оснований. Наиболее известны катапины А и К, карбозолин О и катаминА.

Катионоактивные ПАВ применяют в основном как добавки к дистиллятам и как ингибиторы сероводородной и кислотной коррозии различного оборудования.

В нефтяной промышленности наиболее широко используют неионогенные ПАВ, которые получают соединением органиче­ских кислот, спиртов, амино- и амидокислот с окисью этилена или пропилена. Эти ПАВ, применяемые в качестве деэмульгато-ров, значительно эффективнее по сравнению с ионогенными ве­ществами.

Преимущество использования неионогенных ПАВ в качестве понизителей поверхностного натяжения на границе фаз при различных видах обработок призабойной зоны заключается в том, что они полностью растворяются в пластовых водах, не да­вая никакого осадка, что нельзя сказать о большинстве анионо-и катионоактивных веществ. Благодаря этому качеству неионо­генные ПАВ применяют также во время заводнения пластов.

В промышленных условиях (в основном в процессе обезвожи­вания нефти) наиболее широко используют следующие неионо­генные ПАВ:

1. Реагенты ОП-10 и ОП-7 (оксиэтилированные алкилфено-лы) —продукты конденсации смеси алкилфенолов с окисью эти­лена и отличающиеся числом остатков присоединенной окиси. Эти реагенты представляют собой густые маслянистые жидко­сти или пасты от светло-желтого до светло-коричневого цвета с относительной плотностью при 50 СС — 1,02—1,05 и кинематиче­ской вязкостью 65-Ю"6—70-10~6 ы2/с. Потребителям доставля­ют их в железных бочках вместимостью от 100 до 300 л.

В нефтяной промышленности эти реагенты используют в не­больших количествах в основном в качестве деэмульгаторов, а также для обработки ПЗС.

2. Реагенты КАУФЭ-14 и УЭФ-8—оксиэтилированные про­дукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Условный шифр реагентов означает КАУФЭ-н: К — крекинг бензин, АУФ— алкилированные угольные фенолы, Э — окись этилена, п — чис­ло молей окиси этилена на 1 коль алкилированного фенола; УФЭ-я;УФ — угольные фенолы, остальные обозначения преж­ние.

 

3. Реагент ОЖК— оксиэтилированные жирные кислоты — продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами (выше С2о), получаемый при окислении парафина.

В качестве деэмульгаторов широко распространен реагент дисолван 4411, являющийся неионогенным веществом. Его рас­ход при обезвоживании и обессоливании нефти типа ромашкин-ской (с доведением содержания солей в ней до 40—50 мг/л) со­ставляет в среднем 60—80 г/т.

Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрирован­ный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрирован­ным раствором в таком количестве, чтобы все норовое простран­ство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В каче­стве растворителя обычно используют нефть.

Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0 м в зависи­мости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Кон­центрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2—3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Что мы называем призабойной зоной скважины (ПЗС) и
чем она характерна?

2. Как подразделяют методы воздействия на ПЗС?

3. В чем назначение и сущность солянокислотной обработки
(СКО) скважин?

4. Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?

5. Какие реагенты и с какой целью добавляют в соляную кис­
лоту при приготовлении рабочего раствора?

6. Какие разновидности СКО Вы знаете?

7. Какое назначение имеют простые кислотные 'обработки?

8. Как проводят процесс простой СКО скважины?

9. Для чего применяют кислотные обработки под давлением?

 

10. В чем сущность пенокислотной обработки скважины и
как она осуществляется?

11. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед
простой кислотной?

12. Каково назначение термокислотной обработки и как ее

проводят?

13. Что такое гидравлический разрыв пласта (ГРП)? Для

чего его применяют?

14. Какие разновидности ГРП Вы знаете?

15. Как проводят ГРП?

16. Как (по какой формуле) определяют общую продолжи-

 

тельность ГРП и число агрегатов, необходимое для его прове­дения?

17. Как осуществляют многократный ГРП с применением
закупоривающих веществ? С применением пластмассовых шари­
ков?

18. Как проводят многократный поинтервальный ГРП при
наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов?

19. Как определяют объем жидкости разрыва, жидкости-
песконосителя, количество и концентрацию песка при ГРП?

20. Какие рабочие жидкости используют для ГРП?

21. Что такое виброобработка ПЗС?

 

22. В каких скважинах наиболее целесообразно проводить
вибровоздействие?

23. В каких скважинах применяют тепловое воздействие на
призабойную зону?

24. Какие способы теплового воздействия на ПЗС Вы знаете?

25. Какова сравнительная эффективность обработки ПЗС с
циклической закачкой пара и электропрогревом?

26. С какой целью обрабатывают ПЗС поверхностно-актив­
ными веществами?

27. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?

28. Как подразделяют ПАВ по химическим свойствам?

29. Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной про­
мышленности?

30. Как обрабатывают ПЗС поверхностно-активными вещест­
вами?

ОГЛАВЛЕНИЕ

ГЛАВА I. Основы нефтепромысловой геологии

. . 3

Нефтяная (газовая) залежь и нефтяное (газовое) месторождение Основные структурные формы складок нефтегазовых месторождений

Нефть и ее свойства...........................................................................................

Нефтяные газы и их свойства...................................................................................

Пластовые воды, их характеристика ......................................................

Нефтесодержащие коллекторы.....................................................................

Геологический разрез и геологический профиль ..........................................................

Структурная карта ....................................................................... - ............................

Пластовые давление и температура ............................................................................. 18

Режимы нефтегазоносных пластов.................................................................................... - 20

Промыслово-геофизические исследования . ........................................... 23

Применение геофизических исследований для контроля технического со­
стояния скважин................................................................................................. 28

Методы перфорации и торпедирования скважин...........................................................

Контрольные вопросы............................................................................................... 37

ГЛАВА II, Техника и технология добычи нефти и газа38

Способы добычи нефти и газа........................................................................................ 38

Подготовка скважин к эксплуатации............................................................ 39

Освоение скважин....................................................................................................... 42

Фонтанная и газлифтпая добыча нефти...................................................................................... 45

Глубиннонасосная добыча нефти............................................................................................... 71

Эксплуатация газовых скважин.................................................................................................. 86

Исследование скважин..................................................................................... 87

Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной . . 95

Контрольные вопросы......................................................................................................... Ю1

ГЛАВА III. Наземные сооружения, агрегаты и оборудова­
ние .......................................................................................................... ЮЗ

Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин . . .................................................... ЮЗ
Бурильные, обсадные, насоспо-компрессорные трубы и их соединитель­
ные элементы. Насосные штанги ..................................................................................................... 127

Оборудование для исследования скважин.......................................................................... 143

Оборудование и установки, применяемые при цементировании скважин

и воздействии на призабойпую зону ._.............................................................................................. 143

Оборудование для кислотной обработки .................................................................... 147

Оборудование, используемое при гидравлическом разрыве пласта . . 149

Ловильные инструменты................................................................................................. 151

Механизация процессов ремонта.................................................................. 168

Контрольные вопросы ..................................................................................................... 171

ГЛАВА IV. Технология текущего ремонта скважин . . 173

Общий характер работ......................................................................................... 173

Спуско-подъемные операции.......................................................................... 175

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважипными насосами................................ 177
Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электро­
насосами .................................................................................................................... 182

Ремонты скважин, связанные с очисткой забоя от песчаных пробок 185

Ремонт газлифтных и фонтанных скважий.................................................................................. 195

Контрольные вопросы.................................................................................................................. 199

ГЛАВА V. Технология капитального ремонта скважин 201

Подготовка скважин к ремонту...................................................................... 201

Ремонтно-изоляционные работы........................................................................... 211

Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны . . . 243
Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта

скважин . . ............................................................................................. 247

Переход на другие горизонты и приобщение пластов . . 261

Перевод скважин из категории в категорию по назначению . . . 262

Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями ОРЗ, ОРЭ 263

Зарезка и бурение второго ствола ........................................................... 264

Ликвидация скважин (ЛС)............................................................................... 282

Особенности ремонта морских скважин............................................................. 283

Контрольные вопросы............................................................................................ 285

ГЛАВА VI. Методы увеличения и восстановления произво­
дительности и приемистости скважин.................................................. 288

Соляно-кислотныс обработки скажин................................................................ 289

Гидравлический разрыв пласта..................................................................... 297

Виброобработка призабойпой зоны скважин....................................................... 304

Тепловая обработка призабойной зоны скважины.................................. 306

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными вещест­
вами......................................................................................................................... 310

Контрольные вопросы............................................................................................. 313

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ


Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно – активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследст

ИА  Neftegaz.RU.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ.
В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ.
Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета  0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта.
Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

  •  Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

  •  Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
  • Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
  • Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
  • Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. 

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении. 

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар. 

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход. 

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.

neftegaz.ru

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно – активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследст

ИА  Neftegaz.RU.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ.
В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ.
Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета  0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта.
Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

  •  Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

  •  Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
  • Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
  • Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
  • Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. 

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении. 

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар. 

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход. 

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.

neftegaz.ru

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно – активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследст

ИА  Neftegaz.RU.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ.
В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ.
Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета  0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта.
Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

  •  Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

  •  Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
  • Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
  • Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
  • Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. 

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении. 

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар. 

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход. 

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.

neftegaz.ru

Обработка призабойных зон растворами ПАВ

    Наиболее широко химические реагенты используются в собственно химических методах воздействия кислотных обработках, обработках ПЗП растворами ПАВ и ПАА, мицеллярными растворами, растворителями, В табл, 1 приведены некоторые составы, используемые для обработки призабойных зон (ОПЗ). [c.8]

    Агрегат АзИНМАШ-30. Предназначен для солянокислотной обработки призабойной зоны скважины, транспортирования, смешения и нагнетания раствора кислоты в скважины. Может быть использован для гидрокислотных разрывов пластов. [c.279]


    Для очистки призабойной зоны применяется нагнетание в пласт пефти или 8—10%-ного раствора соляной кислоты, промывка фильтра и примыкающей зоны пласта некоторыми растворителями для удаления смолистого остатка нефти, повышение температуры в призабойной зоне и дополнительная перфорация колонны против продуктивного пласта. Применяют также обработку призабойной зоны поверхностно-активными веществами, торпедирование пласта и гидравлический разрыв. [c.128]

    Множество новых методов обработки призабойной зоны и методов увеличения нефтеотдачи связано с применением различных химических реагентов углеводородных растворителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, кислот, щелочей и композиций на их основе (пенокислотные системы, микроэмульсии, мицеллярные растворы, композиции различных кислот и т. д.). [c.4]

    Для моделирования смены жидкостей, происходящей при обработке призабойной зоны, приборы устанавливаются в растворы, подобные пластовым водам, до момента окончания набухания глины. После этого модель пластовой воды заменяется на исследуемые растворы, которые после окончания набухания глины заменяются на модель пресной воды. [c.133]

    На глубине 2586 м в колонне насосно-компрессорных труб была установлена толстостенная муфта, и колонна разгружена на 13 000 кг. Глинистый раствор в скважине заменили на 0,1 %-ный раствор ЫаОН. После обработки призабойной зоны нефтекислотной эмульсией скважину промыли 0,1 7о-ным раствором ЫаОН, заполнили [c.141]

    Доступным и эффективным способом уменьшения аномалий вязкости пластовой нефти можно считать использование поверхностно-активных веществ (ПАВ). Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть-газ-вода-порода. Паши исследования позволили выявить действие водных растворов ПАВ и на объемные или реологические свойства пластовой нефти. [c.19]


    Один из старейших, широко применяемых методов — это обработка призабойной зоны раствором соляной кислоты, которая растворяет карбонатные породы или карбонатную связку терригенных пород продуктивного пласта, создавая и расширяя сеть каналов для притока пластовой жидкости в скважину. [c.3]

    Наиболее благоприятными условиями для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин мицеллярными растворами, как считают авторы [20, 21, 481. являются пласт, представленный песчаником (с незначительным содержанием глин и карбонатов) с пористостью не менее [c.21]

    Обработка призабойных зон растворами ПАВ [c.215]

    В зависимости от назначения можно выделить следующие группы химических реагентов для буровых растворов для обработки призабойной зоны пласта для увеличения нефтеотдачн пластов для борьбы с соле-, асфальтосмолнстыми и парафиновыми отложениями, с коррозией. [c.184]

    Мархасин И.Л, Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. Об обработке призабойной зоны нагнетательных скважин растворами монокарбоновых кислот//Состояние науч.-ис-след, работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности. Уфа УНИ, 1979. [c.25]

    Химические вещества и их композиции, применяемые для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, должны растворяться в воде и органических соединениях  [c.108]

    Обработка призабойной зоны соляной кислотой. Метод солянокислотной обработки скважин основан на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы — известняки, доломиты и др.,— слагающие продуктивные горизонты некоторых нефтяных месторождений, или растворять карбонатные породообразующие минералы, входящие в состав продуктивных кварцевых песчаников в форме рассеянных включений или в форме материала, цементирующего кварцевые песчаники. [c.208]

    Обработку призабойных зон нефтяных и нагнетательных скважин растворами ПАВ проводят при освоении нефтяных и нагнетательных скважин, для восстановления приемистости нагнетательных и дебитов эксплуатационных скважин, уменьшившихся в процессе их работы. При обработке растворами ПАВ призабойных зон скважин, вышедших из бурения, используется в основном их мою- [c.215]

    Обработка призабойной лоны водным раствором ПАВ [c.100]

    В чем заключается методика обработки призабойной зоны водным раствором ПАВ  [c.114]

    Для совместимости ингибиторов солеотложения акрилатного ряда с пластовыми водами, содержащими большое количество ионов кальция (от 5 до 30 г/л), успешно применены НТФ и ДПФ, при этом концентрации (в %) составили ДПФ — 0,009— 0,042 и НТФ — 0,01—0,04. Рабочий 10%-ный раствор полимера с комплексоном закачивают в пласт минерализованной водой без применения буферной жидкости под давлением. Обработка призабойной зоны гипсующихся скважин по этой технологии увеличивает время, в течение которого продуктивность скважины снижается на 50%, т. е с 3—4 до 7—17 месяцев [849] [c.449]

    Анализ проведенных исследований показал, что в целом решается комплекс проблем по повышению нефтеотдачи от фундаментальных исследований физико-химических основ подбора химреагентов, изучения свойств и вытеснения нефти до опытнопромышленных работ и внедрения разработок. Проведен комплекс работ по созданию химических композиций на основе полифункциональных органических соединений с регулируемыми вязкоупругими, вытесняющими и поверхностно-активными свойствами с целью избирательного воздействия на нефтенасыщенный пласт в тex юлoгияx повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта применительно к иссле

www.chem21.info

Сущность, техника и технология обработки ПЗП расворами ПАВ

Обработка ПЗП ПАВ-ами предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод.

Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом пространстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается.

ПАВ — это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества. По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на ионогенные (сульфонатриевые соли, азолят, сульфонол, катапин, ДС-РАС и другие) и неионогенные (ок- сиэтилированные препараты ОП-4, ОП-7, ОП-Ю), продукты конденсации фракций угольных фенолов с окисью этилена КАУФЭ-14, УЭФ-8 и др.

Технология обработки призабойной зоны пласта растворами ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки: в скважину по насосно-компрессорным трубам закачивают раствор ПАВ и продавливают их в пласт водой или нефтью. Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2 м в зависимости от толщины пласта, свойств пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м3 на 1 м толщины обрабатываемого интервала. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки ПАВ через 2—3 сут скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.


students-library.com

Применение ПАВ и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применением ПАВ

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет.

За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях.

Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования. Механизм нефтеотдачи при воздействии водных растворов ПАВ на остаточную нефть в коллекторах различных типов сложен и многогранен, что предопределяет необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.

Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость — воздух, жидкость — твердое тело, нефть — вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп.

По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо-активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфолитные — в тех и других.

По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.

Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ — их поверхностная активность на границе раздела вода — воздух.

Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть — вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы — растворимость в углеводородах.

Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностноактивны на границе раздела жидкость — воздух.

Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).

Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.

Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Однако многолетний опыт применения индивидуальных ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные.

С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть — вода, незначительными нефтеотмывающими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарии для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1т .

Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2—2,7%. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5—4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.

В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть — вода и поверхностное натяжение на границах вода — порода и нефть — порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред.

Пленочная нефть может покрывать гидрофобную часть поверхности пор пласта в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых силами адгезии Wа . Работа силы адгезии, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнением Дюпре:

,

где  — свободная поверхностная энергия границ раздела фаз нефть — вода, вода — порода и нефть — порода соответственно.

Добавка к воде поверхностно-активных веществ приводит к изменению соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. При этом межфазное натяжение, как правило, уменьшается.

Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате хемосорбции некоторых компонентов нефти, приводит к снижению  и увеличению  в соответствии с правилом ориентации дифильных молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности.

На гидрофильных участках поверхности пор адсорбция ПАВ наоборот приводит к увеличению   и снижению   т. е. к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.

Таким образом, для гидрофобных поверхностей ПАВ должны проявлять высокую поверхностную активность на границе раздела сред нефть — вода и вода — порода и ограничивать адсорбцию на гидрофильных участках поверхности пород.

Капиллярно-удерживаемая нефть в обводненных пластах заполняет пространство в виде капель или участков, разделенных пространством, заполненным водой.

На границах раздела существуют мениски, создающие капиллярное давление

где n — число менисков; Ri — эффективные радиусы кривизны менисков; «+» означает противоположное направление давления выпуклых и вогнутых менисков по отношению к потоку.

В неподвижном состоянии противоположно направленные давления менисков компенсируются. В вытесняющем потоке под действием перепада внешнего давления мениски деформируются по закону упругости так, что возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, наблюдается эффект Жамена:

где Ri ,Rj— эффективные радиусы кривизны выпуклых и вогнутых (к потоку) менисков соответственно.

Основной механизм в процессах добычи нефти с применением ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе раздела вытесняющей и вытесняемой жидкостей до очень низких значений, при которых капиллярно-удерживаемая нефть становится подвижной.

Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения. В зависимости от природы нефтенасыщенного по-рового пространства требуется достижение различных значений межфазного натяжения. Так, для гидрофобного карбонатного коллектора межфазное натяжение равно 0,002 мН/м, для гидрофильного — 0,974 мН/м, а для терригенного гидрофильного коллектора — 0,0825 мН/м.

Итак, достижение заметного увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет снижения межфазного натяжения с применением доступных промышленных ПАВ возможно в гидрофильных карбонатных коллекторах.

Смачивающую способность ПАВ общепринято оценивать значением краевого угла избирательного смачивания. Однако более строгим критерием смачивающей способности ПАВ является энергия взаимодействия нефти с поверхностью породы, определяемая как работа адгезии нефти

где — межфазное натяжение на границе раздела нефть — водная фаза; — краевой угол избирательного смачивания.

Чем меньше краевой угол избирательной смачиваемости, тем выше работа адгезии нефти и, следовательно, лучше смачивающая способность ПАВ.

Изменение смачиваемости зависит от химического состава породы, первоначального состояния поверхности и от массового соотношения гидрофильно-липофильного баланса. По характеристике смачиваемости карбонатные породы более гидрофобны, чем терригенные, что связано с ионным типом связей в кристаллической решетке, способствующих активному взаимодействию полярных компонентов нефти с породой и ее гидрофобизации. При этом углы смачивания данных пород достигают 140—150°. Изменение смачиваемости твердой поверхности с гидрофобной на гидрофильную для карбонатных пород способствует улучшению отрыва пленок и капель нефти, увеличению их подвижности, активизации капиллярного впитывания.

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут диффундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, в результате изменяются реологические свойства нефти. Контактируя в пористой среде с нефтью, ПАВ способны переходить в нефть и существенно изменять ее свойства.

Хорошо известно, что в состав нефти входят углеводороды — парафины и различные комплексные соединения, такие как смолы, асфальтены, оказывающие сильное влияние на вязкость нефти. Более того, нефть, содержащая значительное количество асфальтенов, имеет непостоянную вязкость. При большом количестве парафинов в нефти ее вязкость тоже оказывается переменной, зависящей от скорости сдвига. Эти особенности реологических свойств нефти обусловлены коллоидным состоянием диспергированных в ней парафинов или асфальтенов. Течение таких жидкостей не подчиняется закону Ньютона и их принято называть аномальными.Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига.

Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10 : после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

В табл.6 приведены результаты исследований по вытеснению нефти с выраженными аномалиями вязкости водой и водными растворами НПАВ.

Коэффициенты вытеснения нефтей, которые предварительно были продолжительное время в контакте с растворами НПАВ, оказались выше на 7—11%, чем у нефти, не содержащей ПАВ (см. табл.6).

Таблица 6. Влияние ПАВ на вытеснение аномальных нефтей из образцов естественных песчаников  (время контакта нефти с раствором ПАВ 20 сут)

Номер опыта

Вытесняемый агент

Вязкость нефти, мПа с

Проницаемость модели пласта, мкм2

Вытесняющий агент

Коэффициент вытеснения

Прирость коэффициента вытеснения

1

2

3

4

5

6

7

8

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть после контакта с 0,05% раст вором

ОП-10

Нефть после контакта с 0,1% раст вором Неоола 2В1317-12

Нефть после контакта с 0,05% раст вором АФ9-12

62,7

59,0

59,0

59,0

59,0

62,7

62,7

59,0

0,227

0,337

0,345

0,338

0,337

0,241

    0,230

0,337

Вода

Вода

Раствор ОП-10 0,05%

Раствор Неонола 0,05%

Раствор TRS-10 0,05%

Вода

Вода

Вода

0,41

0,42

0,46

0,46

0,59

0,52

0,59

0,58

-

-

0,04

0,04

0,17

0,11

0,18

0,16

            Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

Возможность эффективного применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов связывают в настоящее время, как в стране, так и за рубежом, с созданием на их основе композиций с необходимым комплексом свойств, подбираемым к конкретным геолого-физическим условиям месторождений.

Ограничимся перечислением направлений поиска сегодняшнего дня:

- сочетание водорастворимых ПАВ в составах с щелочами, щелочными буферными компонентами типа ИХП, кислотами, осадкообразованиями и т. д.;

- подбор к условиям конкретных месторождений составов из двух или нескольких ПАВ с целью достижения оптимального гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ), обеспечивающего значительное понижение поверхностных и капиллярных сил в системе нефть — вода — порода и образование подвижного водо-нефтяного вала.

За рубежом интенсивно ведутся исследования по созданию высокоэффективных ПАВ. Наибольшие надежды связываются в настоящее время с созданием ПАВ, совмещающих в себе высокую поверхностную активность и высокую совместимость с пластовыми водами. Такие ПАВ содержат в составе молекулы различные функциональные группы, как например, оксиэтиленовые цепи и сульфо- или сульфонатные группы в сульфоэтоксилатах, карбоксильные в карбоксиметилатах или катионные и анионные группы в амфолитных ПАВ типа бетаинов. Варьируя длину оксиэтиленовых цепей и степень превращения исходного неионогенного продукта в анионный, можно регулировать их свойства применительно к условиям конкретных месторождений. Так, в качестве основного или вспомогательного ПАВ стали применять олигомерические ПАВ. От обычных они отличаются своей молекулярной структурой. Гидрофильную часть молекулы олигомерического ПАВ образуют несколько полярных и ионных функциональных групп, распределенных вдоль углеводородной цепи, которая сравнима по размерам или больше гидрофобной части молекулы .

Олигомерические ПАВ повышают степень солюбилизации нефти и воды, более устойчивы к солям и дивалентным ионам, снижают межфазное натяжение и адсорбцию ПАВ на породе, повышают вязкость растворов.

Правильный подбор ПАВ для условий конкретного месторождения требует проведения трудоемких лабораторных исследований. Наряду с обычным испытанием совместимости ПАВ с пластовыми и закачиваемыми водами, температуры помутнения, адсорбции, важное значение приобретают исследования поверхностной активности ПАВ, точнее, определение условий, при которых обеспечивается достижение той или иной композиционной системой сверхнизкого межфазного натяжения.

В результате исследований с гомологическими рядами ПАВ было установлено, что область сверхнизких натяжений существует в весьма узком диапазоне минерализации воды, состава углеводородной фазы (нефти), эквивалентного веса — для анионных ПАВ и длины оксиэтиленовой цепи — для неионо-генных ПАВ или их производных при некоторой фиксированной длине алкильного радикала [120].

В США с целью правильного выбора ПАВ разработана концепция эквивалентных алкановых углеводородных чисел (ЭАУЧ). Согласно этой концепции, разработанной, как указывается, на основании более 100 тыс. измерений, каждой нефти должно быть приписано свое ЭАУЧ, т. е. ее поведение при измерении межфазного натяжения может быть точно смоделировано чистым нормальным углеводородом, длина углеводородной цепи которого и есть ЭАУЧ для данной нефти. ЭАУЧ нефти в свою очередь рассчитывается по результатам измерения межфазного натяжения смесей данной нефти с чистыми углеводородами, для которых ЭАУЧ известно, на границе с раствором хорошо изученного ПАВ, взятого в качестве стандарта при строго заданных условиях. Таким образом, если ЭАУЧ данной нефти известно, то при подборе ПАВ можно ограничиться результатами измерений межфазного натяжения их растворов на границе с углеводородом, моделирующим нефть.

Другой методикой, представляющейся  наиболее простой и не требующей предварительного определения ЭАУЧ нефтей, является методика определения минимума межфазного натяжения для данной системы нефть — пластовая вода, разработанная в Германии. Эта методика основана на использовании усовершенствованного Спиннинг Дроп Тензиометра, позволяющего быстро определить зависимость межфазного натяжения от температуры и установить температуру, при которой достигается минимальное натяжение.

Обе методики исходят из того, что при подборе ПАВ располагают гомологическим рядом образцов ПАВ, внутри которого имеется продукт, наиболее подходящий для данной системы нефть — вода.

Исследования, проведенные в институте глубокого бурения и добычи нефти Германии по вытеснению третичной нефти карбоксиметилированными оксиэтилированными спиртами, показали, что даже в условиях низкого межфазного натяжения хорошее вытеснение остаточной нефти достигается лишь при температуре выше определенного порогового значения. Эта температура была несколько ниже температуры, при которой в системе наблюдается ярко выраженный минимум межфазного натяжения. Температура, при которой наступает инверсия эмульсий, получила название «Температуры инверсии фаз» (ТИФ). Дальнейшими исследованиями, проведенными в Германии на системах сырая нефть — пластовая вода — ПАВ, показана достаточно четкая корреляция между ТИФ искусственно приготовленных эмульсий сырая нефть — пластовая вода и нефтевытесняющей способностью исследованных ПАВ. ТИФ этих эмульсий определялась по их электропроводности.

Было установлено, что необходимой предпосылкой для хороших результатов по вытеснению третичной (остаточной) нефти является условие, когда ТИФ системы на несколько градусов ниже пластовой температуры. В этом случае для получения дополнительной нефти требуется небольшой объем прокачки раствора ПАВ, и почти вся остаточная нефть вытесняется к моменту «прорыва ПАВ», т. е., когда в выходящей из пористой среды водной фазе появляется уверенно определяемая концентрация ПАВ. Вытесняемая нефть имеет характер эмульсии «вода в нефти», обладает повышенной вязкостью, с момента «прорыва НПАВ» остатки нефти вытесняются лишь в виде эмульсии типа «масло в воде», имеющей вязкость, мало отличающуюся от вязкости пластовой воды. Предполагается, что в процессе вытеснения, в пористой среде происходит растворение ПАВ в нефти, сопровождающееся инверсией фаз, в момент которой имеет место экстремально низкое межфазное натяжение, способствующее переводу остаточной нефти в подвижное состояние. Кроме того, создаются условия для выравнивания вязкости фаз, как при полимерном заводнении.

В последнее десятилетие за рубежом преобладающей является технология применения НПАВ в виде микроэмульсий, которая предусматривает получение «среднефазных» систем, способных существовать в виде самостоятельной фазы при контакте с нефтью и водой, имея в то же время достаточно низкое межфазное натяжение на границе с этими фазами. Тип эмульсии определяется видом ПАВ, с преобладанием гидрофильной части приводит к образованию эмульсий «нефть в воде», а с преобладанием гидрофобной части— «вода в нефти». Если ПАВ отличается своим значением ГЛБ, содетергент — своим гидрофобно-гидрофильным характером, то с уменьшением гидрофильности содетергента равновесие перемещается настолько, что система типа 1 (по Винзору) превращается в систему типа II (по Винзору). При образовании среднефазной микроэмульсии (типа III по Винзору) используют ПАВ и содетергент, значения ГЛБ и гидрофильности которых лежат между теми же значениями для типов 1 и III. Если это тип 1, то либо ПАВ имеет слишком высокое значение ГЛБ, либо содетергент слишком гидрофилен. Необходимо указать на то, что реальная система имеет только три переменных параметра влияния: 1 — вид ПАВ, 2 — вид содетергента, 3 — соотношение в смеси ПАВ — содетергент.

Определение стабильности эмульсий, получающихся вблизи границ средней фазы, показало, что при ГЛБ, незначительно выходящих за пределы области существования среднефазных систем, образуются стойкие микроэмульсии типа «нефть в воде», при ГЛБ выше значений, соответствующих верхней границе области существования третьей фазы,— эмульсии типа «вода в нефти».

Получив оптимальное значение ГЛБ, можно рассчитывать требуемую степень оксиэтилирования, а также скорректировать состав водной фазы (содержание электролитов и спирта) для компенсации отклонения ГЛБ ПАВ от требуемого значения. Например, добавление изопентанола смещает ГЛБ в сторону большей гидрофобности, что позволяет достичь оптимального ГЛБ при более высоких, чем это необходимо, степенях оксиэтилирования. Низкомолекулярные спирты (изопро-пиловый и вторичный бутиловый) действуют противоположным образом, однако смещение ГЛБ в этом случае на порядок ниже и может играть существенную роль только при больших концентрациях. Электролиты действуют аналогично высокомолекулярным спиртам, смещая равновесие в сторону большей гидрофобности и вызывая таким образом необходимость использования ПАВ с более высокой степенью оксиэтилирования для достижения оптимального значения ГЛБ.

Более сложным является влияние на ГЛБ концентрации ПАВ. Было установлено, что в противоположность АПАВ, повышение концентрации НПАВ приводит к гидрофобизации системы и соответственно к необходимости повышения степени оксиэтилирования для достижения оптимального ГЛБ. Зависимость смещения ГЛБ от концентрации ПАВ нелинейна, наибольшее влияние изменение концентрации оказывает при небольших абсолютных значениях (менее 3%), а с повышением концентрации влияние ее на ГЛБ уменьшается.

Таким образом, для обеспечения сильного снижения межфазного натяжения и высоких параметров солюбилизации требуется исключительно точный подбор состава композиции ПАВ для условий каждого конкретного объекта.

oilloot.ru

Технология вытеснения нефти растворами ПАВ

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 13Следующая ⇒

 

При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН).

С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть – порода – раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности.

ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе.

Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть – раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию «нефть в воде» и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды.

Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой.

Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности.

Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор. Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин.

В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод- и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных – водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений.

В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал «Полисил» на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены – высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы).

В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды – пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль).

При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах.

 

 

Вытеснение нефти щелочными

И кислотными растворами

 

Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.

В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.

При циклической закачке раствора щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв.

Одной из модификаций метода является силикатно-щелоч­ное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.

Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения.

 

 




infopedia.su

Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1-24; фтористоводородную кислоту HF 0,1-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5; водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0; аммоний хлористый 1,0-10,0; в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя - нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0; воду остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа. Кислотный состав по способу может использоваться для большеобъемных кислотных обработок. Техническим результатом является расширение области применения состава и повышение эффективности воздействия.

Кислотные обработки являются наиболее доступным в техническом исполнении, эффективным и недорогим методом воздействия на пласт для интенсификации добычи нефти. На сегодняшний день предложены различные кислотные составы и способы проведения кислотных обработок.

Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, содержащий ингибированную соляную кислоту 5,0-23,0%, фтористо-водородную кислоту 2,0-10,0%, неионогенное поверхностно-активное вещество 1,0-5,0%, растворитель АСПО 5,0-25,0%, вода остальное (RU 2131972, 20.06.1999).

Известен кислотный состав, содержащий соляную кислоту, бифторид аммония или плавиковую кислоту, алифатический спирт и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза [RU 2013528, 30.05.1994).

Недостатком составов является то, что по мере нейтрализации кислот и повышения рН раствора в пласте возникает опасность образования гелеобразных осадков гидроокиси железа и выпадения «вторичных» осадков, что приводит к снижению эффекта от кислотной обработки. Кроме того, состав малоэффективен для пластов с повышенной обводненностью добываемой продукции.

Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий, масс. %: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (RU 2269563, 10.02.2006 г. ).

Известен кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии тина «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное (RU 2543224, 27.03.2013 г. ).

Недостатком составов является опасность образования железистых осадков при температурах выше 60°С и снижение эффективности кислотной обработки в целом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны, включающий смесь ингибированной соляной НС1 и фтористоводородной кислот HF, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, растворитель АСПО, воду, взаимный растворитель и оксиэтилендифосфоновую кислоту ОЭДФ и/или уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. %: НС1 3-23, HF 0,5-5, НПАВ 0,1-1, растворитель АСПО 0,3-3, ОЭДФ и/или уксусная кислота 0,05 6, взаимный растворитель 10 - 30, вода остальное. Состав в качестве взаимного растворителя содержит низшие спирты: изопропиловый спирт, или метанол, или этанол, или ацетон, или спиртовосодержащие отходы производств (RU 2249101,27.03.2005).

Состав обладает высокой проникающей способностью. Неионогенный ПАВ в заданных концентрациях выполняет роль деэмульгатора, что исключает опасность эмульгирования состава с нефтью и способствует удалению из пласта отработанной кислоты. Введение комплексонов ОЭДФ и/или уксусной кислоты обеспечивает стабильность состава к выпадению железистых осадков в широком температурном диапазоне. Но область применения состава ограничена. Состав предназначен для восстановления продуктивности скважин при неглубоком (менее 0,5 метра) радиусе призабойной зоны пласта, а отработанная кислота провоцирует создание области остаточной водонасыщенности. В настоящее время многие месторождения вступили на позднюю стадию разработки, когда такой метод воздействия малоэффективен и требуется применение кислот пролонгированного действия с гидрофобными добавками, стимулирующими повышение продуктивности скважины по окончании кислотного воздействия.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки скважин за счет расширения области действия.

Технический результат достигается тем, что в отличие от известных составов, в заявляемом составе, включающем смесь ингибированной соляной НС1 и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя АСПО, взаимного растворителя и комплексонов, дополнительно введены водорастворимый гидрофобизатор и хлористый аммоний, а в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН-4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 1-24
(в пересчете на НС1)
фтористоводородная кислота (HF) 0,1-10,0
неионогенное поверхностно-активное 0,1-2,5
вещество
водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0
аммоний хлористый 1,0-10,0
нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0
вода остальное

При кислотных обработках нефтяных скважин для увеличения их дебитов наиболее эффективны ПАВ, которые хорошо понижают поверхностное натяжение и обладают гидрофобизующим действием в отношении поверхности породы. Неионогенные ПАВ, в отличие от катионных, малоэффективны по удалению остаточной водонасыщенности и восстановлению фазовой проницаемости по нефти. Введение в кислотный состав водорастворимого гидрофобизатора минимизирует отрицательное действие остаточной насыщенности порового пространства отработанной кислотой, благоприятствует более полному смачиванию поверхности пор нефтью при вызове притока.

Введение в кислотный состав соли соляной кислоты - аммония хлористого, обеспечивает дополнительное, пролонгированное действие кислотного состава.

Растворение кальцитовой породы хлоридом аммония происходит крайне медленно, по мере расходования соляной кислоты и продвижения ее вглубь пласта. Дополнительный положительный эффект - это то, что хлорид аммония в заданных концентрациях выполняет роль буфера, постоянно поддерживающего значение рН среды в области, исключающей образование гелеобразных продуктов реакции, что повышает общий эффект кислотного воздействия.

Для приготовления данного кислотного состава используют: ингибированную соляную кислоту (ТУ 2458-264-05765670-99), фтористоводородную кислоту (ТУ 1426-84), в качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол, марки неонол Аф9-12 (ТУ 38-507-63-171-91) или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля марки ОП-10 (ГОСТ 8433-91), в качестве водорастворимого гидрофобизатора - концентрат ГФ-1 (ТУ 2482-054-53501222-2006, ЗАО «Полиэкс», г. Пермь) или ИВВ-1 (ТУ 2482-013-13164401-94, ЗАО «НПФ Бурсинтез-М», г. Москва), аммоний хлористый (ГОСТ 3773-72), в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН марки РУН-4 (ТУ 2458-002-72799552-2014, ООО «Бизнес-Групп», г. Москва).

Нефтяной реагент РУН марки РУН-4 представляет собой композицию, содержащую ацетон, изопропанол, толуол и смесь фосфоновых комплексонов и применяется в качестве модифицирующей добавки в кислотные составы при обработке призабойной зоны пласта.

Для подтверждения эффективности предлагаемого состава в лабораторных условиях были проведены эксперименты по определению скорости его нейтрализации и фильтрационно-емкостных свойств породы в ходе кислотного воздействия.

Для сравнительной оценки готовили составы согласно заявляемому изобретению и прототипу (RU 2249101, 27.03.2005).

Определение скорости растворения карбонатной породы (мрамора) проводили в соответствии с РД 39-1-442-80. Метод основан на определении массы растворенной породы во времени. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.

Определение фактора интенсификации проводили по изменению фильтрационно-емкостных свойств породы в ходе кислотного воздействия Эксперименты проводили на фильтрационных установках с использованием насыпных линейных моделей кернов.

Насыпные модели представляют собой металлические трубки длиной 10 см и диаметром 3,5 см. При моделировании добывающей скважины керн заполняли смесью кварцевого песка фракции <200 мкм, бентонитовой глины и карбоната в соотношении 40:45:15.

Подготовленный керн насыщали под вакуумом дизельным топливом с замером начальной проницаемости, затем в прямом направлении прокачивали воду с минерализацией 15 г/л. При установившемся режиме течения определяли проницаемость керна после набухания глины. Проницаемость определяли по формуле (1):

где

k - проницаемость, мкм2;

μ - вязкость керосина, сПз;

L - длина керна, см;

Q - заданный расход, см3/сек;

S - площадь керна, см2;

ΔΡ - перепад давления, атм.

После определения проницаемости через керн в направлении, обратном насыщению, прокачивали кислотный состав. Вытеснение рабочих жидкостей проводили дизтопливом.

При установившемся режиме вновь определяли проницаемость по формуле (1). На основании рассчитанных проницаемостей определяли величину интенсификации по формуле (2):

где

k1 - подвижность пористой среды до обработки, мкм;2

k2 - подвижность пористой среды после обработки, мкм.2

Испытания проводили при температуре 80°С.

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в табл. 2. Из результатов опытов видно, что вводимые добавки обеспечивают еще большее снижение скорости нейтрализации кислотного состава в сравнении с прототипом, а фактор интенсификации при этом повышается.

Повышение интенсифицирующей способности заявляемого состава объясняется эффектом удаления остаточной водонасыщенности отработанной кислоты и гидрофобизацией поверхности пор.

Уменьшение количества вводимых гидрофобизатора, нефтяного реагента РУН-4 и соли приводит к снижению эффекта, а увеличение их концентраций становится экономически не выгодным. Соотношение всех компонентов, рецептура кислотного состава отрабатываются индивидуально для геологических условий конкретной скважины. Предлагаемые добавки снижают скорость реакции кислот с породой, способствуют более длительному сохранению активности кислоты при ее продвижении по поровому пространству пласта и увеличению фазовой проницаемости по нефти. Состав такого пролонгированного действия может быть рекомендован к применению как для стандартных, так и для большеобъемных кислотных обработок.

Технический результат - дополнительное увеличение дебита скважин и повышение эффективности кислотной обработки.

НС1 -ингибированная соляная кислота,

HF - фтористоводородная кислота,

Аф9-12 - НПАВ (оксиэтилированный алкилфенол марки неонол Аф9-12),

ХА - аммоний хлористый,

ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота,

РУН-4-нефтяной реагент РУН марки РУН-4,

ГФ-водорастворимый гидрофобизатор.

Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин, включающий смесь ингибированной соляной HCl и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя АСПО, взаимного растворителя и комплексонов и воды, отличающийся тем, что дополнительно содержит водорастворимый гидрофобизатор и хлористый аммоний, а в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН-4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ингибированная соляная кислота 1-24
(в пересчете на HCl)
фтористоводородная кислота (HF) 0,1-10,0
неионогенное поверхностно-активное 0,1-2,5
вещество
водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0
аммоний хлористый 1,0-10,0
нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0
вода остальное

findpatent.ru

Недостатки метода заводнения на основе ПАВ — КиберПедия

 

- резко снижается продуктивность нагнетательных скважин по причине резкого роста вязкости в призабойных зонах;

- не возможность использования ПАВ для глубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами и имеющих высокую температуру (более 90 градусов) [35];

- незначительный эффект от закачки ПАВ в однородный пласт, с маловязкой нефтью;

- метод мало эффективен на поздней стадии разработки и для пластов, с большим содержанием солей.

 

Определение объема продукции после закачки водного раствора поверхностноактивныхвеществ (Сумирола)

Для определения ожидаемого эффекта от закачки водного раствора ПАВ (Сумирола) в скважину найдем дополнительное количество нефти, которое получится за все время работы скважины на повышенном дебите на рассматриваемый период. Для этого зададимся продолжительностью эффекта Тэ=1 год, в течение которого скважины работает со стабильным повышенным дебитом q2 = 3,5 тонн/сутки. Дебит скважины до внедрения составляет q1 = 0,5 тонн/сутки. Коэффициент эксплуатации скважины составляет Кэ= 0,95.

Количество нефти, полученной за один год после внедрения водного раствора ПАВ для одной скважины определим по формуле [48]:

Q2=q2 Tэ Кэ(4.1)

Q2=3,5 365 0,95=1213,625 тонн/год

Дебит за то же время без обработки скважины составил бы:

Q2=0,5 365 0,95=173,375 тонн/год

Определим общий прирост добычи нефти, полученной в результате обработки по формуле:

∆Q=Q2-Q1 (4.2.)

∆Q=1213,625 – 173,375=1040,25 тонн/год

Расчет эксплуатационных затрат после внедрения мероприятий и определение себестоимости единицы продукции.

Эксплуатационные затраты после внедрения мероприятия состоят из расходов по проведению закачки водного раствора ПАВ (Зпав) и затрат по извлечению нефти дополнительно добытой в текущем году.

В состав затрат, связанных с закачкой, включается расходы по подготовительно-заключительным работам по скважине и расходы по проведению соответствующих работ. Подготовительно-заключительные работы включают подготовку скважины к закачке и пуск ее в эксплуатацию после этого, переезд подъема-спуска труб, шаблонирование, исследование скважины до и после закачки ПАВ.

Непосредственно сама закачка ПАВ связана с затратами на вызов и проезд соответствующей установки, топливо, реагенты, необходимые реагенты компоненты, а также на амортизацию оборудования.

Эксплуатационные затраты по закачки раствора полимера можно выразить следующей формулой:

З1отбпестрансптоплм, (4.3)



где Зотб - затраты по оплате труда бригад, задействованных в процессе мероприятия;

Зпес - затраты, связанные с приобретением песка;

Зтрансп - транспортные расходы на проведение закачки раствора;

Зтопл - затраты на топливо;

Ам – амортизационные отчисления ОПФ, приходящиеся на одну скважино-обработку.

Затраты по оплате труда включают [49]:

- оплату труда бригад подземного ремонта скважин;

- оплату труда бригад по исследованию скважин;

- оплату труда бригад по приготовлению раствора;

- оплату труда бригад по обслуживанию установки по закачке жидкости в скважину

Расчет оплаты труда бригад по проведению мероприятия представлен в таблице 4.1

 

Таблица 4.1 - Расчет оплаты труда бригад по проведению мероприятий

Наименование бригады Стоимость часа работы, тг/ч Норма времени, час Стоимость работ,тг
Бригада по подземному ремонту скважин
Бригада по исследованию скважин
Бригада по приготовлению раствора полимера
Бригада по обслуживанию установки по закачке жидкости разрыва
Итого

 

Затраты на амортизацию скважины, оплату труда рабочих, обслуживающих скважину, отчисления в пенсионный фонд и социальное страхование являются фиксированными и остаются теми же, что и до внедрения мероприятий.

Общепроизводственные расходы определим по формуле:

Зопр=21 (394486,379+302333,406+1091048,875+2366179+733515,552+

19297005 +3456180)/100=5804557,167 (тг)

Внепроизводственные расходы:

Звп=0,5 27640748,42/100=138203,7421 (тг)

 

Таблица 4.2 - Годовые эксплуатационные затраты

Наименование статей калькуляции Сумма, тг
Электроэнергия 394486,379
Затраты на ППД 302333,406
Фонд оплаты труда 2366179,2
Социальные отчисления (31 %) 733515,552
Амортизация скважины
Сбор, транспортировка и подготовка нефти 1091048,875
Текущий ремонт
Общепроизводственные расходы 5804557,167
Внепроизводственные расходы 138203,7421
Затраты по проведению обработки 1033986,449
Итого 34617495,77

 



Определим себестоимость одной тонны нефти после обработки

С2=3г/Q2=34617495,77/1213,625=28524,046 (тг)

Таким образом, себестоимость 1 тонны на конец года по скважине составила 28524,046 тг/т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Заводнение на основе ПАВ основано на способности ПАВ даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пласта заводнением.

2. Технологии воздействия ПАВ испытаны и применяются в промышленных масштабах на месторождениях республик бывшего Советского Союза.

3. В настоящее время технологии повышения нефтеотда­чи с применением ПАВ применяются в ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Удмуртнфеть» и других нефтяных компаниях России.

4. Эксплуатационные скважины реагируют на закачку водного раствора ПАВ снижением темпа обводнения, увеличением дебита нефти.

5. Результаты анализа эффективности заводнения на основе ПАВ показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи, ограничивается обводненностью добываемой продукции, равной 60 - 70 %

6. Наиболее экономически обоснована закачка водного раствора ПАВ концентрации 0,025-0,05% с объемом оторочки не менее 30% oт порового пространства.

 

cyberpedia.su

способ обработки призабойных зон добывающих скважин - патент РФ 2373385

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки призабойных зон нефтяных, газоконденсатных и нагнетательных скважин для удаления нефте-, водо- и кислоторастворимых кольматантов при проведении работ по подземному ремонту скважин, вызову притока из пласта или других работ. Способ осуществляют путем закачки и продавливания в пласт пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами - ПАВ, и декольматирующих реагентов. В качестве декольматирующих реагентов используют кислоту и/или ПАВ, и/или органический растворитель, в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой. Технический результат - отклонение декольматирующего реагента в нефтенасыщенные интервалы и увеличение способности нефтенасыщенных интервалов принимать декольматирующий реагент. 4 ил.

Рисунки к патенту РФ 2373385

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, а именно к способам реагентной обработки призабойных зон нефтяных и газоконденсатных скважин (ПЗС) для удаления нефте-, водо- и кислоторастворимых кольматантов при проведении работ по подземному ремонту скважин, вызову притока из пласта или других работ. Изобретение может быть использовано в условиях нормальных и низких пластовых давлений на месторождениях карбонатных и терригенных коллекторов.

Широко известны способы кислотных обработок скважин для удаления кислоторастворимых кольматантов и солей с использованием водных растворов кислот [1]. Для интенсификации и модификации кислотного воздействия описано использование:

- поверхностно-активных веществ (ПАВ) [2] для увеличения проникающей способности кислоты и облегчения выноса продуктов реакции;

- органических растворителей [3] для замедления скорости реакции кислоты с карбонатным коллектором и растворения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО).

Основным недостатком указанных способов интенсификации кислотного воздействия является отсутствие селективных отклонителей и, как следствие, преимущественная обработка водонасыщенных высокопроницаемых (незакольматированных) зон пласта за счет преобладающего (более легкого) проникновения в них кислотных растворов, в то время как нефтенасыщенные низкопроницаемые закольматированные зоны остаются не охваченными кислотным воздействием.

Для селективного отклонения кислотной оторочки в область низкопроницаемой (закольматированной) части коллектора используются:

- кислотные эмульсии [4];

- вязкоупругие растворы или вязкая нефть [5];

- газожидкостные системы, получаемые закачкой раствора ПАВ, кислоты и газа (попутного или азота) с помощью эжектора и газобустерной установки, установки нагнетания газа УНГ-8/15 или др. [6, 7, 8];

- комбинации вязкоупругих растворов, вязкой нефти и газожидкостных систем, генерируемых закачкой раствора ПАВ, кислоты и газа (попутного или азота) с помощью эжектора и газобустерной установки, УНГ-8/15 или другой специальной техники [9, 10].

Основным недостатком указанных способов интенсификации кислотного воздействия является низкая эффективность при обработке кислоторастворимых кольматантов, покрытых АСПО, гидрофобных по своей природе и инертных к кислоте. Особенно низкой эффективностью отличаются кислотные и другие типы обработок ПЗС на месторождениях с коллекторами вязкой нефти при условии невысоких пластовых температур (ниже температуры плавления парафина или размягчения АСПО).

В качестве средств интенсификации кислотного воздействия широко применяются термокислотные и термохимические обработки, в которых для генерации тепла используются различные экзотермические химические реакции:

- взаимодействие магния [11] и его сплавов [12] с кислотой;

- взаимодействие растворов солей, кислот и оснований [13, 14];

- горение пороховых зарядов и твердых топлив на забое скважины в присутствии или с выделением кислот [15, 16].

Основным недостатком указанных способов интенсификации кислотного воздействия является отсутствие генерации пены или других селективных отклонителей, что приводит к преимущественной обработке водонасыщенных и высокопроницаемых (незакольматированных) зон пласта за счет преобладающего (более легкого) проникновения в них реагентов и тепла, в то время как нефтенасыщенные и низкопроницаемые закольматированные зоны остаются не охваченными кислотным воздействием.

Известны газовыделяющие и пенообразующие составы для интенсификации процессов добычи нефти и газа, включающие аммиак или соль аммония, нитрит металла, кислоту, пенообразователь и воду [17, 18, 19, 20]. Основным недостатком указанных составов является то, что они содержат стехиометрически необходимое (небольшое) количество кислоты, которое полностью расходуется на генерацию газа, или содержат кислоту в виде соли мочевины [21]. Они предназначены для генерации пен, освоения скважин, аэрирования растворов, но не эффективны для обработки закольматированных призабойных зон скважин.

Прототипом заявляемого способа является способ освоения скважины [19], согласно которому проводят последовательное размещение на забое скважины двух растворов, выделяющих при контакте газ азот и тепловую энергию. В качестве газовыделяющих реагентов применены мочевина, нитрит натрия, кислота и фтористые соли (фторсиликат или бифторид аммония). Кроме ПАВ, состав содержит стабилизатор пены полиакриламид (ПАА) или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Дополнительная кислота может служить декольматирующим реагентом. Недостатками прототипа являются следующие.

Данное техническое решение, направленное на освоение скважины, действительно позволяет воздействовать и на призабойную зону, но только лишь теплотой (за счет разогрева скважины), но не обеспечивает воздействие на призабойную зону образующейся пеной и реагентами (например, кислотой) из-за отсутствия стадии продавки реагентов в пласт; по описанию прототипа расчет объема растворов реагентов осуществляют, исходя лишь из объема самой скважины. Состав-прототип закачивается только в скважину, но не в призабойную зону, поэтому отклоняющее воздействие образующейся пеной на призабойную зону отсутствует. Соответственно, декольматирующие свойства пенообразующего состава по прототипу также распространяются лишь на скважину, но не на призабойную зону.

В целом, практика показывает невозможность совмещения операций освоения скважины и обработки призабойной зоны (ПЗ) осваиваемой скважины (кроме теплового воздействия).

К недостаткам прототипа относятся также следующие.

Использование декольматирующих и газогенерирующих реагентов в виде суспензионных систем (бифторид или фторсиликат аммония в растворе КМЦ или ПАА) создает риск выпадения суспензий на забой, кольматации ПЗ скважины и порового коллектора при невысоких пластовых давлениях при поглощении пластом тяжелых (плотностью до 1,2 г/см3) растворов и суспензий реагентов.

Фтористые соли (фториды или гексафторсиликаты) при обработках карбонатных коллекторов или скважин с отложениями кальцита и/или доломита (карбонатов кальция и магния) образуют вторичные осадки нерастворимых в воде и кислотах кальциевых и/или магниевых солей - фторидов и фторсиликатов:

CaCO 3+2(NH4)HF2 2NH4F+CaF +CO2+H2O

CaCO 3+2HCl+(NH4)2SiF6 2NH4Cl+CaSiF6 +СO2+H2O

При контакте с пластовыми водами, содержащими ионы кальция (они содержатся в попутно добываемой воде подавляющего большинства месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири), также образуются нерастворимые фториды:

CaCl2+(NH4)HF 2 NH4Cl+CaF2 +HCl

CaCl2+(NH4) 2SiF6 2NH4Cl+СаSiF3

Осадкообразование приводит к вторичной кольматации ПЗ скважины с потерей эффекта от кислотной обработки. Таким образом, состав-прототип возможно использовать для освоения только на скважинах терригенных коллекторов после бурения и/или кольматации глинистыми растворами, где требуется проведение глинокислотной обработки.

Применение КМЦ и ПАА в составе для кислотной обработки приводит только к усложнению состава и увеличению его стоимости без гарантии технологического эффекта, т.к. КМЦ и ПАА разрушаются кислотами и в присутствии кальциевых солей (продукты кислотной обработки) образуют нерастворимые производные (осадки).

Заполнение скважины нефтью ниже приема насоса для осуществления описанного в прототипе способа подачи реагентов технически весьма затруднительно, т.к. гравитационные силы стремятся разместить нефть над более плотной водой, и ниже приема насоса скапливается вода, а выше - нефть (или водонефтяная эмульсия).

Решаемая задача - создание способа термопенореагентной обработки призабойной зоны добывающей скважины для повышения эффективности обработок ПЗ скважин кислотами и их смесями, органическим растворителями, растворами ПАВ и их различными сочетаниями путем совмещения химической генерации тепла и потокоотклоняющих дисперсных систем «жидкость-газ» (термопенообработка) для отклонения декольматирующих реагентов в наименее проницаемые (закольматированные) интервалы ПЗ скважин; за счет повышения температуры реагентов и прогрева ПЗ скважин увеличивается термосоставляющая реагентного воздействия, что обеспечивает эффективное удаление даже комбинированных загрязнений ПЗ (соль с АСПО, глинистые частицы с АСПО, кальцит с АСПО и др. сочетания), при этом наблюдается синергетический эффект относительно термовоздействия и декольматирующего воздействия реагентов на закольматированные интервалы призабойной зоны; состав пеногенерирующих реагентов исключает риск осадкообразования и закупоривания не только терригенных, но и карбонатных коллекторов, независимо от состава пластовых вод.

Поставленная задача решается тем, что способ обработки призабойных зон добывающих скважин путем закачки пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, отличается тем, что азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту и/или ПАВ, и/или органический растворитель.

В качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и кислотой, возможно, сульфаминовой, или нитрит натрия с солью аммония или с сульфаминовой кислотой.

Сформулированная совокупность признаков соответствует критерию новизны, так как, в отличие от прототипа, азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты не только закачивают в скважину, но дополнительно продавливают в пласт для обеспечения воздействия на призабойную зону.

Соответствие критерию изобретательского уровня обусловлено синергетическим характером достигаемого технического результата относительно термовоздействия и декольматирующего воздействия реагентов на закольматированные интервалы.

Несмотря на известность декольматирующего воздействия кислот, ПАВ, органических растворителей и/или их смесей, заявляемая совокупность признаков обеспечивает большие приросты дебитов жидкости и нефти, по-видимому, благодаря отклоняющему воздействию на призабойную зону пены.

При этом само отклоняющее воздействие пены в призабоиной зоне добывающей скважины, например, для повышения эффективности декольматирующих реагентов, по мнению авторов, не описано.

Известен, например, осадко- и пенообразующий азотгенерирующий состав для повышения нефтеотдачи пластов [22], который закачивают перед заводнением или перед закачкой теплоносителя. В качестве азотгенерирующего использован состав, аналогичный составу по прототипу [19]. Согласно описанию [22], пена и малорастворимые в воде гидрооксид металла и фторид щелочного или щелочноземельного металла закупоривают наиболее проницаемые поры пласта для воды или пара и способствуют увеличению охвата продуктивного пласта заводнением или теплоносителем. Таким образом, данный осадкообразующий состав предназначен для воздействия на высокопроницаемые трещины или высокопроницаемые части пласта через нагнетательную скважину с целью выравнивания профиля приемистости; если же им обработать призабойную зону, то она окажется закупоренной. Согласно описанию [22], дополнительно введенный гидрофторид аммония в результате гидролиза образует фтористоводородную кислоту, которая растворяет карбонато- и глиносодержащие горные породы пласта. Но в таком случае будет сведен на нет эффект закупоривания наиболее проницаемых пор и, соответственно, эффект отклонения воды или пара или, например декольматирующих реагентов. Таким образом, осадкообразующий состав по [22] действительно способствует отклонению закачиваемых вслед за ним в нагнетательную скважину оторочек воды или пара для увеличения охвата продуктивного пласта заводнением или теплоносителем, но не пригоден для обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как закупорит ее.

Относительно [22] заявляемое техническое решение обеспечивает новый технический результат: впервые только лишь пеной и без осадкообразования удается отклонить декольматирующие реагенты в закольматированные интервалы призабойной зоны добывающей скважины. Подтверждением эффекта селективного отклонения декольматирующих реагентов в призабойной зоне добывающей скважины служат большие приросты дебитов жидкости и нефти, полученные с применением заявляемой совокупности признаков по сравнению с декольматированием и термообработкой призабойной зоны, проведенными без воздействия на ПЗ пеной.

Поэтому заявляемая совокупность признаков соответствует критерию изобретательского уровня.

Способ осуществляется одновременной или последовательной - без разделительной оторочки - закачкой азотгенерирующих реагентов и декольматирующих реагентов. В предлагаемом способе взаимодействие азотгенерирующих реагентов происходит непосредственно в скважине с образованием азотсодержащего газа и сопровождается выделением тепла, обеспечивающего значительный разогрев декольматирующего реагента и прогрев ПЗС в ходе обработки.

Например, в качестве реагентов, способных в ходе экзотермической реакции выделять азотсодержащий газ, используются известные азотгенерирующие химические системы:

(1) Нитрит натрия и мочевина с кислотой (например, с соляной кислотой)

2NaNO2+CO(NH2) 2+2НСl=2NaCl+2N2 +СО2 +3Н2O-852 кДж

Н°=-4303,0 КДж/кг, V(газа)=339 дм3/кг

(2) Нитрит натрия, мочевина и сульфаминовая кислота

4 NaNO2+СО(NH2)2 +2 H2N-S(O)2-OH=2Na2SO4 +4N2 +CO2 +5H2O - 1474,86 кДж

Н°=-2772,3 КДж/кг, V(газа)=210 дм3/кг

(3) Нитрит натрия и соль аммония (например, хлорид аммония)

NaNO2+NH4Cl=NaCl+N 2 +2Н2O - 309,86 кДж

H°=-2529,5 КДж/кг, V(газа)=183 дм3/кг

(4) Нитрит натрия и сульфаминовая кислота

NaNO2+H2N-S(O)2-OH=NaHSO 4+N22O - 342,83 кДж

Н°=-2052,9 КДж/кг, V(газа)=134 дм3/кг

Состав пеногенерирующих реагентов исключает риск осадкообразования и закупоривания в призабойных зонах не только терригенных, но и карбонатных коллекторов, независимо от состава пластовых вод.

Генерация тепла и разогрев декольматирующего реагента в ходе обработок кислотами, растворами ПАВ и/или органическими растворителями позволяет кратно снизить вязкость нефти, находящейся в порах обрабатываемого интервала скважины, облегчить ее течение и, тем самым, увеличить охват воздействием нефтенасыщенных интервалов. Зависимость вязкости образцов пластовой нефти различных месторождений от температуры приведена на фиг.1.

Например, разогрев вязкой нефти (пример - Боровское месторождение, объект А4, Урало-Поволжье, фиг.1) от 22°С до 90°С приводит к снижению вязкости от 135 мПа·с до 10 мПа·с (в 13,5 раз), что приводит к увеличению проникающей способности кислоты к поверхности кислоторастворимых частиц (кольматантов) через слой нефти в 13,5 раз. Аналогичный эффект (3-4-кратное снижение вязкости при увеличении температуры с 22°С до 90°С) достигается при наличии пленки маловязкой нефти (Приразломное месторождение, Западная Сибирь, фиг.1).

Предварительный или одновременный с подачей декольматирующего реагента (кислоты, раствора ПАВ или растворителя или их комбинаций) разогрев нефти, находящейся в порах обрабатываемого интервала, приводит к кратному снижению ее вязкости и облегчению ее вытеснения из пор обрабатывающим реагентом (кислотой, раствором ПАВ или растворителем или их комбинациями). Разогрев кратно увеличивает проникающую способность декольматирующего реагента (кислоты, раствора ПАВ или растворителя, или их комбинаций) именно в нефтенасыщенный интервал.

Селективность отклонения декольматирующих реагентов (кислоты, раствора ПАВ или растворителя или их комбинаций) в нефтенасыщенный интервал обеспечивается тем, что в нефтенасыщенном интервале при высоком давлении (давление на забое при закачке растворов не меньше давления гидростатического столба жидкости и при глубине скважин от 1000 м до 3000 м будет не менее 100 - 300 атм) газ из пузырьков пены хорошо растворяется в нефти. В воде - полярном растворителе - растворимость неполярных газов (азота и др.) всегда меньше, чем в неполярном растворителе - нефти. Например, растворимость азота в воде: 1,42 см3 /100 мл воды при 40°С; 1,32 см3/100 мл воды при 60°С [Химическая энциклопедия, т.1]. Растворимость азота в нефти Ромашкинского месторождения - 8,8 см3/100 мл при 40°С. [Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, М.: 1956, 363 с.]. Тем самым, за счет преимущественной растворимости азота в нефти в нефтенасыщенном интервале происходит исчезновение пузырьков газа и разрушение пены - источника фильтрационного сопротивления. Нефтенасыщенный интервал оказывается открытым для воздействия декольматирующим реагентом (кислотой, раствором ПАВ или растворителем, или их комбинациями).

В водонасыщенном интервале из-за стабильности (меньшей растворимости) газовых пузырьков пены время жизни пены значительно выше, и она обеспечивает экранирование этих водонасыщенных интервалов от проникновения декольматирующих реагентов (кислоты, раствора ПАВ или растворителя, или их комбинаций) во время их закачки.

Таким образом, в предлагаемом техническом решении одновременное воздействие трех факторов - декольматирующего регента, отклоняющей пены (пузырьков газа в жидкости) и тепловыделения - обеспечивает достижение нового технического результата - отклонение декольматирующего реагента в нефтенасыщенные интервалы призабойной зоны добывающей скважины и увеличение способности нефтенасыщенных интервалов призабойной зоны добывающей скважины принимать (поглощать) декольматирующий реагент. Указанный новый технический результат недостижим при воздействии на призабойную зону добывающей скважины отдельно кислотой, ПАВ, растворителем или даже разогретой нефтью. Обеспечивается синергетический эффект по приростам дебитов нефти.

В качестве декольматирующих реагентов для обработки ПЗС возможно использование, например:

- растворов индивидуальных кислот - соляной, фосфорной, плавиковой, уксусной и их смесей - соляной и плавиковой (глинокислота), фосфорной и плавиковой, соляной и уксусной - для удаления кислоторастворимых кольматантов;

- растворов ПАВ различной природы (анионактивных, катионактивных, неионогенных) и их смесей;

- органических растворителей для удаления нефтерастворимых кольматантов;

- смесей кислот и органических растворителей для удаления кислоторастворимых и нефтерастворимых кольматантов;

- смесей кислот и растворов ПАВ для удаления кислоторастворимых и нефтерастворимых кольматантов.

Пример 1. Термопенообработка с использованием в качестве декольматирующего реагента раствора кислоты (термопенокислотная обработка).

На добывающей нефтяной скважине проведена термопенокислотная обработка с применением ингибированной соляной кислоты с целью очистки призайбойной зоны скважины от кислоторастворимых кольматантов, старой окисленной нефти и интенсификации притока.

Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 168 мм, текущий забой 2551,8 м, вскрытая мощность пласта 30 м (БВ-22), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2519 метров. Цель ремонта - вывод из бездействия.

На устье скважины в мерной емкости агрегата ЦА-320 приготовлен раствор азотгенерирующего тепловыделяющего состава (100 кг мочевины, 230 кг нитрита натрия, в соответствии со стехиометрией вышеприведенной реакции 1, в 1 м3 технической воды) с ПАВ (Нефтенол-К, 50 кг). В емкости кислотного агрегата завезено 7 м3 соляной кислоты с концентрацией 12%. Азотгенерирующий состав и кислота закачаны в скважину через технологические трубки при открытой затрубной задвижке и продавлены в пласт при закрытой затрубной задвижке. Указанное количество расходных материалов позволяет генерировать в скважине 112 м3 (при н.у.) азотсодержащего газа и 1419990 кДж тепла, что достаточно для разогрева 4 246 дм3 воды от 20°С (устьевая температура) до 100°С.

Динамика прохождения горячей пенокислоты через ПЗС зафиксирована глубинным манометром-термометром, установленным на нижнем конце технологических трубок (фиг.2 - показания термометра и манометра при термопенокислотной обработке).

Первая волна роста давления (фиг.2) до 161 атм (при понижении температуры) связана с заполнением технологических трубок растворами реагентов. Вторая волна роста давления до 144 атм (при росте температуры до 103°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подходе горячей пенокислоты к дырам перфорации и порам пласта. Последующее снижение давления связано с открытием фильтрационных каналов пласта в результате воздействия тепла и кислоты на ПЗС.Третья волна роста давления до 136 атм (с ростом температуры до 103°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подаче свежих порций пены (пенокислоты) в скважину. Последующий спад давления с ростом температуры связан с прекращением нагнетания (продавки), выносом части столба жидкости из скважины на устье потоком азотсодержащего газа и притоком части горячих продуктов термопенокислотной реакции из пласта в скважину.

Результат: после спуска ЭЦН-50 и включения скважины в работу получен приток жидкости с дебитом жидкости 35 м3/сут (нефти 2,4 т/сут) и обводненностью 92%. Показатели до проведения термопенокислотной обработки: дебит жидкости 25 м3/сут(нефти 0,9 т/сут) с обводненностью 96%.

Пример 2. Термопенообработка с использованием в качестве декольматирующего реагента раствора ПАВ (термопено-ПАВ обработка).

На нефтяной скважине проведена термопено-ПАВ обработка с применением раствора ПАВ (Нефтенол-К) с целью очистки призайбойной зоны скважины от нефтерастворимых кольматантов, старой окисленной нефти и интенсификации притока.

Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 2719,6 м, вскрытая мощность пласта 6 м (Ю-1), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2703 метров. Цель ремонта - интенсификация притока. После смены ШГН на ЭЦН-25 без проведения темопено-ПАВ обработки получен отказ ЭЦН из-за недоподачи жидкости.

На устье скважины в мерных емкостях двух агрегатов ЦА-320 приготовлен раствор азотгенерирующего тепловыделяющего состава: 60 кг мочевины и 276 кг нитрита натрия в емкости первого агрегата и 196 кг сульфаминовой кислоты с ПАВ (Нефтенол-К, 40 кг) - в емкости второго агрегата (в соответствии со стехиометрией вышеприведенной реакции 2) в 2 м3 технической воды в каждом. Азотгенерирующий состав с двух агрегатов закачан в скважину через технологические трубки при открытой затрубной задвижке и продавлен в пласт при закрытой затрубной задвижке. Указанное количество расходных материалов позволяет генерировать в скважине 111,9 м3 (при н.у.) азотсодержащего газа и 1474863 кДж тепла, что достаточно для разогрева 4410 дм 3 воды от 20°С (устьевая температура) до 100°С.

Динамика прохождения горячего термопено-ПАВ раствора через ПЗС зафиксирована глубинным манометром-термометром, установленным на нижнем конце технологических трубок (фиг.3 - Показания термометра и манометра при термопено-ПАВ обработке).

Начальная пологая часть первой волны роста давления до 159 атм (без роста температуры) связана с заполнением технологических трубок растворами реагентов. Вторая часть первой волны роста давления до 192 атм (при росте температуры до 109°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подходе горячей пены-ПАВ к дырам перфорации скважины. Последующее снижение давления до 188 атм связано с открытием каналов фильтрации после воздействия тепла. Вторая волна роста давления до 206 атм (со снижением температуры до 95°С) связана подачей новых порций пены-ПАВ на забой скважины и экранированием пеной-ПАВ интервалов фильтрации (с расходом тепла пены на разогрев ПЗС). Последующее снижение давления до 189 атм (и снижение температуры до 84°С) связано с открытием фильтрационных каналов в результате воздействия тепла и пены-ПАВ.

Третья небольшая волна роста давления до 195 атм (с ростом температуры до 86°С) связана с ростом сопротивления фильтрации при подаче свежих порций пены-ПАВ на забой скважины. Последующий спад давления с ростом температуры связан с прекращением нагнетания с устья (продавки), выносом части жидкости из скважины на устье потоком азотсодержащего газа и притоком части горячих продуктов экзотермической реакции из пласта в скважину.

Результат: после спуска ЭЦН-25-2300 и вывода скважины на режим получен приток 25 м 3 жидкости (нефти 14,1 т/сут) с обводненностью 34%. Показатели до ремонта: дебит 7 м3 жидкости (нефти 4,5 т/сут) с обводненностью 25%.

Пример 3. Термопенообработка с использованием в качестве декольматирующего реагента органического растворителя (термопенорастворитель обработка).

На нефтяной скважине проведена термопенорастворитель обработка с применением Нефтенол-К (для пенообразования) и бензина газового стабилизированного (БГС) в качестве органического растворителя с целью очистки призайбойной зоны скважины от нефтерастворимых кольматантов, старой окисленной нефти и интенсификации притока.

Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 2689 м, вскрытая мощность пласта 16 м (Б-4), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2645 метров. Цель ремонта - интенсификация притока после отказа насоса.

На устье скважины в мерных емкостях двух агрегатов ЦА-320 приготовлены растворы азотгенерирующего тепловыделяющего состава: 60 кг мочевины и 276 кг нитрита натрия в 1 м3 технической воды в емкости первого агрегата и 196 кг сульфаминовой кислоты с ПАВ (Нефтенол-К, 40 кг) - в 1 м3 технической воды в емкости второго агрегата (в соответствии со стехиометрией вышеприведенной реакции 2). БГС в количестве 7,5 м3 завезен в бензовозе. Азотгенерирующий состав и БГС закачаны в скважину через технологические трубки. Указанное количество расходных материалов позволяет генерировать в скважине 111,9 м3 (при н.у.) азотсодержащего газа и 1474863 кДж тепла, что достаточно для разогрева 4410 дм 3 воды от 20°С (устьевая температура) до 100°С или 8778 кг (11,9 м3) БГС от 20°С (устьевая температура) до 100°С.

Результат: после спуска ЭЦН и вывода скважины на режим получен приток 48 м3 жидкости (нефти - 28 т/сут) с обводненностью 32%. Показатели до ремонта: дебит 26 м3 жидкости (нефти - 15 т/сут) с обводненностью 32%.

Фиг.4 иллюстрирует синергетический эффект от предлагаемых комплексных термопенокислотных, термопено-ПАВ и термопенорастворитель обработок (ТПО) по сравнению с обычными техническим решениями - термообработками (горячей нефтью), соляно-кислотными обработками (СКО), промывками растворителем (БГС) и ПАВ-обработками (ПАВ). Синергетический эффект (фиг.4) показан на примере 27 различных ТПО обработок на месторождениях одного из добывающих предприятий Западной Сибири. Термопенореагентные обработки (ТПО) обеспечили прирост дебита жидкости на 87% и нефти на 83%; при этом приросты с промывками горячей нефтью: дебита жидкости - на 38% и нефти - на 43%; приросты с солянокислотными обработками: дебита жидкости - на 52% и по нефти - на 35%; приросты с промывками органическим растворителем: дебита жидкости - на 78% и нефти - на 59%; приросты с ПАВ-обработками: дебита жидкости - на 55% и нефти - на 46% (фиг.4).

Источники информации

1. Авт. свид. СССР № 1459308

2. Патент РФ № 2013527

3. Авт. свид. СССР № 1789673

4. Авт. свид. СССР № 1542136

5. Патент РФ № 2101483

6. Авт. свид. СССР № 1609981

7. Авт. свид. СССР № 1596087

8. Патент США № 3612179

9. Авт. свид. СССР № 969891

10. Авт. свид. СССР № 751971

11. Авт. свид. СССР № 640023

12. Авт. свид. СССР № 1657628

13. Патент США № 3279541

14. Патент РФ № 2165011

15. Заявка № 2002113308

16. Заявка № 2005101541

17. Заявка № 93001451

18. Патент РФ № 2087673

19. Патент РФ № 2064958

20. Патент РФ № 2029858

21. Патент РФ № 2100577

22. Патент РФ № 2053246

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ обработки призабойных зон добывающих скважин путем закачки пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, отличающийся тем, что азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту, и/или ПАВ, и/или органический растворитель, в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой.

www.freepatent.ru


Смотрите также