Мои Конспекты
Главная | Обратная связь

...

Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Застосування пін та газоподібних агентів для розкриття продуктивних пластів





Помощь в ✍️ написании работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

 

За наявності відповідних умов, для розбурювання продуктивних інтервалів використовують піни, що є висококонцентрованою дисперсною системою, у якій дисперсійна фаза – газ, а дисперсійне середовище – рідина. Вони мають низьку густину, добре утримують частинки гірської породи у “змуленому” стані та володіють досить високою виносною здатністю. Використання пін виключає надходження рідини та твердих частинок із свердловини в пласт, що дозволяє практично зберегти природну проникність порід-колекторів. Піни також використовують для розбурювання пластів, складених незцементованими та нещільними пісковиками; для буріння продуктивного інтервалу, який буде кріпитись хвостовиком; для розширення ствола свердловини під фільтр; для відбору керну. Але, незважаючи на наявні переваги, піни мають обмежене використання, оскільки пластові тиски в пластах, що розкриваються, не повинні перевищувати 0,4 – 0,8 від гідростатичного.

Використання повітря, чи інших газоподібних агентів, для розкриття продуктивних пластів вважається перспективним напрямком покращення якості бурових робіт.

 

Причини зниження природної проникності порід-колекторів
Проникнення промивальної рідини в пласт Проникнення фільтрату промивальної рідини в пласт, що призводить до:   Зміна влас­тивостей пластової нафти
 
Внаслідок самовільного гідророзриву пласта Внаслідок наявності природних тріщин Внаслідок наявності дренажних каналів Набухання глинистого матеріалу Блокуючої дії води, яка обумовлена: Утворення стійких емульсій Закупорювання пласта твердими частинками Утворення нерозчинних осадів Утворення зони кольматації Механічне руйнування колектора Парафінова кольматація Зменшення тиску нижче тиску насичення
 
  Збільшенням водонасиченості Утворенням пристінних шарів рідини Інверсією змочування Капілярними явищами   ПР оброблені Na2CO3 i NaOH При контакті ПР з водами, які вміщують Fe При контакті ПР з H2S При взаємодії ПР, насичених NaCl з солями Mg i Ca    
 
  Осади: BaSO4, CaCO3, Ca(OH)2, Mg(OH)2   Колоїд гідро-окису або гідро-закису Fe   Випадання в осад сірки     Висолю­вання NaCL
                                           

 

Рисунок 1.7 – Причини зниження фільтраційних властивостей порід-колекторів

Цьому сприяють такі обставини:

− повне збереження природної проникності порід-колекторів;

− попередження пошкодження продуктивних пластів внаслідок виключення можливості утворення в них пробок з фільтрату чи самої промивальної рідини;

− збільшення механічної швидкості буріння та терміну служби доліт;

− поліпшення стану ствола свердловини в умовах каверноутворення та поглинання;

− виключення поглинання в умовах аномально низьких тисків;

− низька вартість.

Дебіти свердловин, закінчених з використанням повітря в десятки разів більші у порівнянні з тими, де використовувались рідини на водній основі. Тому ефективність використання газоподібних агентів не викликає сумніву, питання постає тільки у вдосконаленні існуючої техніки та технології буріння.

Під час проникнення водяного фільтрату промивальної рідини в нафтонасичений пласт у порових каналах виникає капілярний тиск, який сприяє переміщенню цього фільтрату вглиб пласта і чинить перепону рухові нафти до свердловини. Величину капілярного тиску і, як наслідок, ефект Жамена можна зменшити, якщо знайти засоби зниження поверхневого натягу на поверхні розділу фаз “фільтрат – вуглеводневе середовище”. Це дозволить збільшити ефективний радіус порових каналів завдяки зменшенню товщини адсорбційних оболонок і плівок на поверхні пор гірської породи та гідрофобізації цієї поверхні, а крайовий кут змочування буде в межах 90о. Такими засобами служать ПАР, які не можна вибирати довільно, а тільки за результатами детальних досліджень. До ПАР ставлять такі вимоги:

− за малих концентрацій значно зменшувати крайовий кут змочування на межі розділу фаз “вуглеводневе середовище – фільтрат промивальної рідини”;

− покращувати змочуванння поверхні пор гірської породи нафтою за наявності водяного фільтрату промивальної рідини;

− не утворювати нерозчинних осадів при контакті з пластовими флюїдами;

− перешкоджати набуханню глинистого матеріалу гірських порід в присутності водяного фільтрату промивальної рідини;

− за можливості у меншій мірі адсорбуватись на поверхні пор гірських порід, щоб не збільшувалась витрата ПАР при обробленні промивальних рідин;

− перешкоджати утворенню у порах порід-колекторів емульсій та гелеподібних структур.

На сьогодні використовують водорозчинні та нафторозчинні ПАР. Водорозчинні адсорбуються на поверхні твердого тіла та гідрофобізують її, одночасно зменшуючи поверхневий натяг на межі “вода – нафта;. Тут можлива як фізична адсорбція, так і хімічна, причому остання найімовірніша у карбонатних породах та глинах. Гідрофобізація поверхні пор порід-колекторів та зменшення поверхневого натягу призводять до збільшення відносних проникностей для нафти і води і сумарної проникності для них, а отже до збільшення швидкості витіснення води нафтою з привибійної частини.

Нафторозчинні ПАР значно знижують відносну проникність для води, сприяють зменшенню залишкової водонасиченості, зменшенню товщини гідратних оболонок, гідрофобізують поверхню порових каналів.

Для обробки промивальних рідин на водній основі застосовують в основному неіоногенні ПАР (ОП-7; ОП-10; УФЕ8; КАУФЕ14; дисолван та ін.). Вони майже не адсорбуються, значно знижують крайовий кут змочування, повністю розчинні у прісній та мінералізованій воді. При концентрації 0,25 % ОП-10 понижує крайовий кут змочування у 5 разів. Крім цього, згадані ПАР є ефективними деемульгаторами.

Для обробки розчинів на вуглеводневій основі використовують в основному іоногенні ПАР: сульфанол, емультал.

При використанні у виді промивальних рідин чистої дегазованої нафти чи дизельного пального ПАР не застосовують.

Якість промивальних рідин для розкриття продуктивних пластів оцінюють за впливом цих рідин на нафтопроникність штучних чи природних кернів. Таку методику запропонували К. Ф. Жигач та К. Ф. Паус. Суть її полягає в тому, що спочатку визначають проникність керну для моделі нафти (k1). Потім протягом деякого часу у зворотному напрямку через керн фільтрують промивальну рідину, яку заплановано використовувати для розкриття продуктивних пластів. Після витримки керну в досліджуваному середовищі протягом деякого часу, знову проводять фільтрацію моделі нафти в початковому напрямку до досягнення сталої витрати, і визначають нафтопроникність (k2). Відношення нафтопроникності керну після пропускання через нього промивальної рідини (k2) до початкової проникності (k1) характеризує ступінь негативного впливу цієї рідини на нафтопроникність керну. Це відношення прийнято називати коефіцієнтом відновлення проникності , величину якого вимірюють у частці одиниці чи у відсотках. Чим менше значення цього коефіцієнта, тим більша негативна дія промивальної рідини на породи-колектори. У табл. 1.8 подані величини коефіцієнта відновлення проникності гранулярних пісковиків залежно від типу промивальної рідини, що використовується.

 

Таблиця 1.8 - Величини коефіцієнта відновлення проникності пісковика для різних типів промивальних рідин

 

Тип промивальної рідини Коефіцієнт відновлення проникності
Прісна вода 0,6
Глинистий розчин на прісній воді (№ 1) 0,72
Глинистий розчин № 1, оброблений 10 % ВЛР 0,47
Глинистий розчин № 1, оброблений 1 % КМЦ 0,6
Розчин на нафтовій основі 1,0

 

При проведенні лабораторних досліджень якості промивальних рідин можуть використовуватись різноманітні пористі середовища, моделі нафти і перепади тисків та значення температури.

Приготування штучних кернів з наперед заданими характеристиками (розмір, форма, пористість, проникність та ін.) не вважається складним завданням. Але ці керни не відображають у достатній мірі структуру і характер порового простору реальних кернів у їх природному стані. Тому результати досліджень, які отримані на природних і штучних кернах однакової проникності, можуть не збігатись. Внаслідок цього, штучні керни не можуть бути використані для кількісного оцінювання впливу промивальної рідини на зменшення нафтопроникності порід-колекторів реального продуктивного пласта. Вони використовуються тільки для вивчення загальних закономірностей впливу тих чи інших чинників на взаємне витіснення не змішуваних рідин у пористих середовищах.

Використання природних кернів замість штучних значно наближує умови лабораторних досліджень до реальних. Незважаючи на можливі порушення в результаті механічної дії при бурінні та зміну тиску при підійманні на поверхню, природні керни в цілому зберігають свій склад та структуру порового простору, які відповідають пластовим умовам.

Однак, можна з упевненістю стверджувати, що при відборі керну з промиванням рідинами на водяній основі, його природна нафтоводонасиченість, а також характер поверхні порового простору зазнають значних змін. За наявності в породах-колекторах глинистого матеріалу можуть відбуватися негативні явища, на яких наголошувалось раніше, внаслідок чого результати досліджень, проведених на таких кернах, не відповідатимуть реальним. За результатами досліджень Ф. І. Котяхова та Т. Новака, застосування промивальних рідин на вуглеводневій основі для відбору керну забезпечує збереження його природної водонасиченості, і відповідно, структури та характеру поверхні порового простору. Питання збереження природної водонасиченості кернів вважається надзвичайно важливим, оскільки її зміна може призвести до відхилень від реального оцінювання впливу промивальної рідини на фільтраційні властивості порід-колекторів.

При виборі моделі нафти, яка буде використовуватись для проведення досліджень, повинні бути дотримані умови, сформульовані В. М. Березіним.

1) використання ізовіскозних рідин як моделей нафти допустимо тільки у випадку, якщо фільтраційні властивості моделі однакові з фільтраційними властивостями нафти;

2) як основну частину моделі нафти доцільно використовувати дегазовану нафту конкретного покладу, оскільки в ній знаходяться всі ті полярні речовини, що і в пластових умовах. Збільшення в’язкості пластової нафти завдяки випаровуванню легких фракцій у поверхневих умовах, компенсують домішкою до моделі петролейного ефіру;

3) нафта з аномальними фільтраційними властивостями не може бути використана для приготування моделі;

4) критерієм оцінювання достовірності досліджень з фільтруванням нафти через керн, повинна бути, перш за все, відсутність згасання фільтрації та рівність проникностей для нафти і газу (для кернів без збільшення залишкової водонасиченості).

Недотримання вказаних умов суттєво впливає на результати лабораторних досліджень.

У загальному, враховуючи різноманітність процесів, які відбуваються у пористих середовищах при взаємному русі флюїду та фільтрату промивальної рідини, для оцінювання величини коефіцієнта відновлення проникності під час лабораторних досліджень необхідно дотримуватися таких умов:

− використовувати керни конкретних продуктивних пластів з максимальним збереженням їх природної водонасиченості та природного стану поверхні порового простору;

− використовувати пластову нафту цього ж продуктивного пласта;

− створювати відповідні перепади тисків фільтрації, які визначаються реальними градієнтами тисків, що бувають при надходженні фільтрату в пласт під час буріння і фільтрації нафти у свердловину в процесі освоєння та експлуатації;

− у процесі дослідження підтримувати температури та тиски, значення яких максимально наближені до пластових.

При проникненні водного фільтрату промивальної рідини в нафтонасичений пласт у порових каналах виникає капілярний тиск, який сприяє просуванню фільтрату вглиб породи і заважає фільтрації нафти до свердловини. Величину капілярного тиску і, відповідно, ефект Жамена можна зменшити, якщо знайти речовини для сильного зменшення поверхневого натягу на межі поділу фільтрат − вуглеводневе середовище, збільшення ефективного радіусу порових каналів завдяки скороченню товщини адсорбційних оболонок і плівок на поверхні породи, гідрофобізації цієї поверхні з таким розрахунком, щоб довести краєвий кут змочування до . Таким засобом є застосування поверхнево-активних речовин (ПАР).

Поверхнево-активні речовини, які вводяться у промивальну рідину для розкриття продуктивного пласта, повинні задовольняти такі вимоги:

− за малої концентрації значно зменшити поверхневий натяг на межі розділу вода-вуглеводневе середовище;

− покращувати змочуваність породи нафтою за наявності водного фільтрату промивальної рідини;

− не утворювати нерозчинного осаду при контакті з пластовими водами, а також солями та гірськими породами;

− не допускати диспергування і набухання глинистих частин, які є в пласті, за наявності водного фільтрату;

− у найменшій мірі адсорбуватись на поверхні породи, оскільки під час адсорбції в значній кількості збільшується витрачання ПАР і вартість обробки;

− не допускати утворення емульсії в пористому середовищі;

− перешкоджати утворенню на межі розділу фаз адсорбційних шарів гелеподібної структури, оскільки такі шари створюють великий гідравлічний опір фільтрації пластової рідини в свердловині.

Для обробки промивальної рідини перед розкриттям продуктивного пласта можуть бути використані як водорозчинні, так і нафторозчинні ПАР. Водорозчинні ПАР, які сильно знижують поверхневий натяг і краєвий кут змочування, сприяють збільшенню відносної проникності середовища для нафти, води і загальної проникності для них.

Нафторозчинні ПАР дуже понижують відносну проникність пористого середовища для води, сприяють зменшенню водонасиченості породи, зменшують товщину гідратних оболонок, гідрофобізують поверхню порових каналів.

За останні 10-15 років різні ПАР досить широко використовуються для обробки промивальних рідин при розкритті продуктивних пластів. Застосовують як неіоногенні (ОП-7, ОП-10, УЖЭ8, дисольван та ін.), так і іоногенні ПАР: аніонні, (сульфонол, ізолят, сульфонатрієві солі СНС) і катіонні (катапін, вирівнювач А та інші). У багатьох випадках одержаний великий ефект від їх використання, збільшились дебіти, скоротився час освоєння свердловин. У деяких випадках ефекту не одержано.

Найбільше підходить для обробки промивальних рідин на водній основі неіоногенні ПАР, оскільки вони:

по-перше, мало адсорбуються на поверхні гірських порід (тому ефект може бути досягнутий при використанні невеликої кількості ПАР);

по-друге, значно знижують поверхневий натяг на межі вода-нафта при малій концентрації. Такі компоненти цієї групи як оксиетильовані феноли ОП-7, ОП-10 цілком розчинні в прісній і мінералізованій воді, а оксиетильовані спирти − у прісній.

Деякі із спиртів повністю розчиняються також у пластових водах. Уже при концентрації 0,25 % ОП-10, наприклад, величина поверхневого натягу на межі водний розчин ПАР − нафта понижується в середньому в 5 разів. Неіоногенні ПАР зберігають високу поверхневу активність у мінералізованих середовищах; вони є також високоефективними деемульгаторами.

Аніонні ПАР − “Новина”, “Прогрес”, сульфонат, сульфонол та інші повністю розчиняються тільки в прісній воді і практично не розчинні в гасі, дають осади в пластових водах.

Катіонні ПАР − аркводи, катамін А, катапін А, цілком розчиняються в прісній та пластовій водах.

Іоногенні ПАР, адсорбуються на поверхні гірських порід значно більше, ніж неіоногенні. Тому витрачання таких ПАР на обробку для одержання ефекту при пониженні поверхневого натягу на межі розділу вода-нафта в умовах приствольної зони продуктивного пласта набагато вищі, ніж неіоногенних. Це важливий чинник, якщо врахувати, що вартість ПАР досить висока.

За даними ЦНДЛ “Укрнафта” на родовищах ДДЗ при розкритті продуктивних пластів з промиванням водою, обробкою неіоногенним ПАР ОП-10, середня продуктивність в початковий період експлуатації виросла більше як у 2 рази, а при обробці аніокрилами ПАР сульфонолом зменшилась більше ніж на 40 % порівняно з середньою продуктивністю при промиванні глинистим розчином.

Такий характер впливу ПАР на ефективність розкриття пласта, очевидно, пояснюється тим, що ОП-10 повністю розчиняється в мінералізованій пластовій воді, не утворює нерозчинних осадів під час взаємодії з солями пластової води і практично повністю зберігає в цих умовах поверхневу активність.

Аніонний сульфонол при контакті, наприклад, з мінералізованою пластовою водою вуглеводненосного горизонту в значній мірі втрачає поверхневу активність (зі збільшенням концентрації цієї води на контакті з розчином ПАРповерхневий натяг зростає) і утворює осади, які частково закупорюють порові канали і зменшують проникність пласта.

Із цього прикладу не слід робити висновок, що сульфонол та інші іоногенні ПАР не придатні для обробки промивальних рідин з метою покращення якості розкриття продуктивних пластів. Позитивні результати одержані при використанні аніонного сульфонолу, катіонного алкамона ОС-2 та інших іоногенних ПАР в інших геологічних районах (Азербайджан, Татарія).

За відсутності неіоногенних ПАР в багатьох випадках можна використовувати іоногенні ПАР, але конкретний вид ПАР і рецептуру обробки завжди треба вибирати з врахуванням ступеня мінералізації (та сольового складу) пластової води і водної основи промивальної рідини, температури в пласті, що розкривається, ступеня адсорбції ПАР на поверхні гірської породи.

Концентрація ПАР у фільтраті після адсорбції його частини на поверхні породи повинна бути достатньою для ефективного зниження поверхневого натягу на межі поділу вода — вуглеводневе середовище.

Якість первинного розкриття продуктивних горизонтів під час буріння нафтових і газо­вих свердловин визначає успішність подальшої розроблення родовищ. Результати багатьох дослі­джень вказують на доцільність підвищення поверхневої активності фільтратів промивальних рідин. Висока поверхнева активність - основна властивість іонно-молекулярних поверхнево-активних речовин (ПАР).

У разі проникнення фільтрату промивальної рідини в нафтоносний пласт зменшуються показники природної проникності привибійної зони. Капілярні тиски сприяють проникненню фільтрату вглиб пласта. Запобігти цьому можна шляхом зменшення міжфазного натягу.

Проникаючи у привибійну зону, фільтрат бурової промивальної рідини на водній основі відтискує нафту від вибою свердловини. Під час зворотного витиснення водного фільтрату нафтою значна його частина може затримуватися в поровому просторі та чинити опір рухові на­фти до свердловини. Додаючи відповідні ПАР, різко знижують міжфазний натяг на межі води з нафтою, а також зменшують сили міжмолекулярної взаємодії водного фільтрату з твердою по­верхнею у поровому просторі, що облегшує приплив нафти до привибійної зони.

Додаток ПАР до бурової промивальної рідини впливає на параметри зони проникнення: змінює електричну і фізико-хімічну характеристику флюїдів зони проникнення, змінює харак­тер розподілу нафти і води у поровому просторі колектора.

При виборі ПАР для обробки бурових промивальних рідин під час первинного розкрит­тя продуктивних пластів досліджують їх фізико-хімічні властивості, їх вплив на характеристи­ки фільтраційних кірок, фільтрату, на характер витиснення нафти з кернів гірських порід методом їх капілярного насичення, а також на технологічні параметри бурових промивальних рідин (умовну, пластичну і ефективну в'язкість, статичну і динамічну напругу зсуву та ін.) [6].

Для обґрунтування вибору ПАР для розкриття конкретного об'єкту враховують, що ПАР:

− не має вступати в реакцію з пластовими рідинами, наслідком якої є утворення осаду;

− у системі "нафта - залишкова вода – порода - фільтрат" має знижувати міжфазний натяг фільтрату на межі розділу з нафтою при порівняно малих концентраціях;

− має характеризуватися мінімальною адсорбуючою активністю щодо поверхні твердих тіл;

− за термостійкістю має відповідати температурним умовам залягання об'єкту;

− не повинна спінювати промивальну рідину;

− має бути малотоксичною.

Слід зауважити, що окремі автори висловлювали сумнів щодо доцільності застосування ПАР при закінченні свердловин бурінням. Однак, це спростували інші дослідники, які до­вели, що обов'язковим є врахування таких важливих параметрів пластової системи як фізико-хімічні властивості нафти і залишкової води, що потребувало удосконалення методик виконання експериментів і сприяло правильній оцінці значення ПАР як компонентів бурових промивальних рідин [6].

Головною метою здійснення обробок технологічних рідин поверхнево-активними речо­винами є попередження кольматації порід-колекторів.

Дуже малі додатки ПАР здатні змінювати хід фізико-хімічних процесів, що пов'язані із взаємодією фаз в об'ємі промивальної рідини і в поровому просторі. Застосування ПАР дає можливість коригувати окремі технологічні характеристики промивальних рідин.

Концентруючись на різних поверхнях розділу, поверхнево-активні речовини утворюють тонкі адсорбційні шари, внаслідок чого різко змінюються властивості поверхні, а це веде до зміни кінетики процесів переходу речовин через поверхні розділу фаз, і, що не менш важливо, умов міжмолекулярної взаємодії фаз, що стикаються [6]. Такі зіткнення на межі розділу фаз певним чином впливають практично на всі молекулярно-силові взаємодії в системі.

Визначення фізико-хімічних властивостей водорозчинних іонно-молекулярних ПАР, які застосовують у бурінні, показали, що, не дивлячись на забезпечення порівняно близького сту­пеня зниження міжфазного поверхневого натягу, вони різняться за термостійкістю, адсорбцій­ною активністю, що пов'язано, головним чином, з їх хімічною природою.

Ефективність окремо взятої для обробки промивальної рідини поверхнево-активноі ре­човини залежить не тільки від її індивідуальних властивостей, але й від комплексної її дії разом з інгредієнтами промивальної рідини.

Доцільність обробки конкретної промивальної рідини тією або іншою ПАР обґрунто­вують експериментально на зразках породи за результатами підвищення коефіцієнту віднов­лення проникності.

Крезуб А. П. із співробітниками на фільтраційній установці типу УДПК на еталонних взірцях порід досліджував вплив на зміну коефіцієнту відновлення проникності різних типів бурових розчинів (гуматний, лігносульфонатний. вапняний, мінералізований, хлоркалієвнй, хлоркальцієвий), оброблених різними ПАР неіногенного типу − ОП-ІО і превоцелом W-ON. Встановлено, що внаслідок застосування ОП-10 збільшення значень коефіцієнта відновлення проникності (β) не було досягнуто. Більш того, зауважено було навіть зниження значень цього показника на 0,8-15,0 %. У разі застосування превоцелу W-ON для обробки цих же типів роз­чинів було досягнуто збільшення β на 15,4 %, особливо для промивальної рідини лігносульфатного типу [6].

Панов Б. Д. доцільність застосування ПАР під час розкриття продуктивних пластів бу­рінням пов'язує зїх позитивною дією щодо збільшення проникності пористого середовища за­вдяки створенню низького міжфазного натягу, запобігання утворенню стійких дрібнодисперс­них водо-нафтових емульсій у капілярах колектора, а також зі зменшенням набухання глинистої речовини колектора та попередженням утворення структурованої рідини за наявності асфальто-смолистих речовин у пластовій нафті та випадання осадів солей [6].

Дослідження залежності нафтопроникності кернів від міжфазного натягу (δ) водних розчинів ПАР при постійному тиску і температурі показали, що значення коефіцієнта відновлення проникності стрімко збільшуються при мінімальних δ (1-2 мН/м) і при оптимальних величинах (12-16 мН/м), а між цими межами спостерігали зниження їх значень. Однак слід вважати, що під час досліджень впливу бурових промивальних рідин, оброблених ПАР, на зміну значень β цей характер залежностей може бути не настільки чітко вираженим, все ж дослідження підтверджують доцільність їх застосування під час розкриття нафтонасичених колекторів у процесі буріння.

З підвищенням температури бурового глинистого розчину, при якій відбирають фільтрат, величина δ переважно тим менша, чим більша температура при відборі, що вказує на зменшення адсорбційної здатності глинистих часток промивальної рідини з температурою.

У разі застосування ПАР при бурінні свердловин з високими вибійними температурами необхідно враховувати термостійкість конкретної ПАР, оцінювати яку можна шляхом заміру міжфазного натягу досліджуваних ПАР до і після прогрівання їх розчинів у спеціально сконструйованих автоклавах.

Скоморовська Н. І. зі співавторами досліджували залежності впливу мінералізації на зміну міжфазного натягу розчинів ПАР, які застосовували для обробки бурових розчинів із визначенням коефіцієнта відновлення проникності. На прикладі досліджуваних неіногенних ПАР (ОП-7, ОП-10, тержитол, проксанол-125) показано, що на активність більшості з них мінералізація мало впливає, однак виявлено, що поверхнева активність проксанолу-125 у мінералізованій воді стрімко збільшується поруч з малою його адсорбцією на високодисперсних адсорбентах. Це стало підставою рекомендувати застосування проксанолу-125 для обробки мінералізованих бурових промивальних рідин під час первинного розкриття пластів.

Дещо інший характер мав вплив мінералізації на характеристики іоногенних ПАР. Активність катіонних ПАР у мінералізованому середовищі послаблюється. Значно складніший характер зміни активності аніонних ПАР у мінералізованому середовищі: наявність солей одновалентних металів переважно сприяє зниженню міжфазного натягу, солі ж полівалентних залежно від їх концентрації, концентрації і природи ПАР можуть дещо знижувати міжфазний натяг або спричинювати його збільшення внаслідок осадження ("висолення"') активної речовини.

З врахуванням цього створюють спеціальні технології застосування ПАР для обробки промивальних рідин. За умови оптимальної композиції глини, аніонної ПАР, електролітів (NaCl, CaCl2) і реагентів-стабілізаторів одержано ефективний склад малоглинистої промивальної рідини, що успішно застосували під час розкриття пластів бурінням у складних геолого-фізичних умовах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину. Дослідження впливу електролітів і високомінералізованої пластової води на поверхневу активність аніонних ПАР (сульфонол НП-1, НП-3, сульфонат, азолят Б, некаль НБ) показали, що суттєвим при цьому є значення ККМ (критичної концентрації міцелоутворення) ПАР. У присутності хлориду кальцію ПАР з низькими значеннями ККМ висолюються, що знижує ефективність обробки промивальних рідин. Разом з тим, обробкою ПАР з високим значенням ККМ хлоридом кальцію досягають досить низьких значень міжфазного натягу, покращення реологічних характеристик промивальної рідини, підвищення коефіцієнта відновлення проникності.

Щодо застосування катіонних ПАР для обробки бурових промивальних рідин, погляди дослідників суперечливі. Так, ведучи мову про недоцільність їх застосування для розкриття продуктивних колекторів, Скоморовська Н. І. спиралась на те, що позитивний результат можна одержати шляхом суттєвого підвищення концентрації катіонної ПАР або шляхом попередньої гідрофобізації твердої фази рідини і порового простору.

Круглицький М. М. показав, що незначними додатками катіонної ПАР можна досягати покращення структурно-реологічних характеристик глинистих дисперсій, їх антикорозійних та інгібуючих властивостей. Використовувати катіонні ПАР пропонують для покращення характеристик фільтраційних кірок, посилення інгібуючих властивостей бурових промивальних рідин, зокрема, нафтоемульсійних [6].

Катіонні ПАР (ДАБАХ − диметилалкілбензиламонійхлорид, ДАДАХ − диметилдиалкіламонійхлорид), згідно з розробками НДПІ ПАТ «Укрнафта» застосовували для приготування органоглин-колоїдної фази інвертних емульсій [6].

Використання катіонних ПАР як олеофілізаторів є відомим. З цією метою застосу­вання виявлена ефективність і окремих ПАР неіоногенного типу. Андрусяк А. М. із співробіт­никами вказали на своєрідний характер адсорбції порошкоподібної модифікації неонолу В-1020-12 на палигорськітовому глинопорошку. З ростом концентрації цієї ПАР абсолютна величина адсорбції збільшується, залишаючись весь час від'ємною. Такий тип адсорбції харак­терний переважно для багатокомпонентних систем іоногенних ПАР і лише для деяких неіоногенних. Результат олеофілізації глинопорошку неонолом В-1020-12 пов'язують із властивістю окремих неіоногенних ПАР утворювати іони оксонію

(-СН2 - О-СН2 -)+ ОН- ,

Н

що спричинює адсорбцію, подібну адсорбції катіонних ПАР.

На вагомість чинників термостійкості, солестійкості, адсорбційної активності синтетич­них поверхнево-активних речовин при їх виборі для окремих цілей застосування вказували ба­гато дослідників, зокрема Кравченко І. І., Амін В. А., Бабалян Г. А., Генкіна Б. І., Крезуб А. П., Круглицький М. М., Скальська У. Л., Овчаренко Ф. Д. та інші.

Наводячи результати дослідження адсорбційної здатності різних типів ПАР на різних породах, що складають нафтоносні пласти, (кварцовий пісок, вапняк, доломіт) дослідники стверджували, що адсорбційна здатність неіоногенних ПАР вища ніж іоногенних, а величина адсорбції аніонних ПАР нижча, ніж катіонних.

З врахуванням відомих обмежень щодо збереження активності аніонних ПАР (нестійкість до дії солей полівалентних металів) і неіоногенних ПАР (нестійкість до дії підвищених температур)вивчали властивості їх композицій. Із практики відомо, що суміші ПАР дають можливість одержувати системи з новими властивостями, а в окремих випадках − із синергетичним ефектом.

У лабораторній практиці ефективність ПАР оцінюють, головним чином, за величиною міжфазного натягу фільтрату промивальної рідини і за їх адсорбційною здатністю. Разом з тим відомо, що вплив ПАР на реологічні, антифільтраційні та інші властивості промивальних рідин може бути і негативним. Так, додавання сульфонолу в кількості, необхідній для зниження міжфазного натягу фільтрату, може спричинювати ріст в'язкості, спінення. За наявності солей полівалентних катіонів сульфонол (залежно від кількісного вмісту додатків) може утворювати багато осаду.

Крім пошуку ефективніших аніонних ПАР здійснювали пошук ефективних сумішей аніонних ПАР з неіоногенними.

Міжфазний натяг водних розчинів сумішей ПАР вимірювали на межі з гасом сталагмометром УфНДІ. З аніонних ПАР брали сульфонол НП-1 і тіпол сланцевий, з неіоногенних − сольван 4411 і превоцел W-ON. Зміни величин міжфазного натягу (δ) зазначених ПАР та їх композицій представлені у таблиці 1.9.

 

Таблиця 1.9 – Вплив CaCl2 на зміну поверхневого натягу

0,25 - відсоткових розчинів ПАР та сумішей

 

  ПАР і їх суміші Співвідно- шення ПАР,% δ, 10-3 мН/м
Без СаСІ2 0,25 %СаСІ2 0,5 % СаСІ2
Сульфонол 5,53 3,32 3,16

 

Тіпол 7,04 6,22 6,19
Дисольван 6,41 6,32 6,33
Превоцел 2,49 2,50 2,49
Сульфонол+дисольван 1:1 5,27 5,20 5,20
Сульфонол+дисольван Ьонол + дисольван 1:4 5,0 5,49 6,94
Сульфонол+дисольван 4:1 6,30 6,32 7,24
Сульфонол+превоцел юнол + превоцел 1:1 2,14 2,16 2,04
Сульфонол+превоцел 1:4 1,63 1,66 1,63
Сульфонол+превоцел 4:1 4,0 4,46 4,38
Тіпол + дисольван 1:1 1,63 1,61 1,62
Тіпол -і-дисольван 1:4 1,08 3,21 4,18
Тіпол + дисольван 4:1 3,26 3,36 3,57
Тіпол + превоцел 1:1 0,82 1,00 1,00
Тіпол + превоцел 1:4 0,64 0,63 0,61
Тіпол + превоцел     4:1 0,44 5,20 5,05

 

Як видно з табл. 1.9, ефективніше знижують міжфазний натяг композиції неіоногенних ПАР з тіполом. Зниження значень міжфазного натягу більше у композиції тіпол + превоцел (1:1) – у 5,8 разів, у випадку композиції тіпол + дисольван (1:1) – у 4,1 рази.

Із композицій сульфонолу з неіоногенними ПАР найбільше зниження міжфазного натягу спостерігали для суміші сульфонол + превоцел (співвідношення 1:4) – у 2,5 рази.

Оскільки різниця у значеннях міжфазного натягу сумішей неіоногенних з аніонними ПАР при співвідношенні 4:1 і 1:1 невелика як за наявності, так і за відсутності електроліту (CaCl2),то оптимальним слід вважати співвідношення 1:1.

Явище синергізму композицій, зазначених у таблиці 1.9, як щодо солестійкості, так і щодо термостійкості. Внаслідок дії солей полівалентних металів утворення осадів у розчинах сумішей ПАР не спостерігали. Помутніння їх прісних і мінералізованих розчинів вище 100 °С зауважували в той час, коли для тих самих концентрацій (1 %) неіоногенних дисольвана і превоцелу температура помутніння була, відповідно, рівна 17 і 29 оС.

Крім вказаних вище властивостей вивчали вплив сумішей ПАР на структурні характеристики бурових промивальних рідин. Як видно із таблиці 1.9, суміші ПАР ефективно знижують тиксотропні властивості нафтоемульсійних дисперсій, що можна пояснювати особливостями адсорбції сумішей ПАР: у випадку аніонних ПАР адсорбція зводиться до іонного обміну, у ви­падку неіоногенних ПАР вона проходить завдяки водневих зв'язків. Це забезпечує "нейтра­лізацію" коагуляційних зв'язків і відповідно підвищення стабілізації системи промивальної рі­дини, що позначається на зниженні статичної напруги зсуву і в різниці його значень через де­сять і через одну хвилину (табл. 1.10).

 

Таблиця 1.10 - Вплив синергетичних сумішей ПАР на тиксотропні властивості досліджу­ваних систем

 

Дослід-жуваний розчин     t, °С     P, кг/м3     В, см3 за 30 хв.     К, мм     СНЗ, дПа рН     δ, 10-3 мН/м     β, %    
1 хв. 10 хв.
Вихідний 3,0 0,3 37,3 58,2 8,0 15,0 72,5
№ 1 + 1 % сульфо-нолу 3,0 0,5 8,5 10,6 70,0
Вихідний 2,5 0,2 0,0 4,9 9,0 16,7 69,1
№ 3 + 1 % тіполу 2,0 0,2 2,4 6,2 9,0 7,3 74,7
Вихідний 3,5 0,5 84,6 98,3 8,0 18,5 69,5

Продовження таблиці 1.10

 

№ 5 + 1 % дисольвану 5,0 1,0 18,6 49,8 8,5 12,9 72,0
Вихідний 3,0 0,5 9,0 10,9 70,6
№ 7+0,5 % дисо­львану + 0,5 % сульфо-нолу       2,0   0,1 37,3   58,2   9,0   4,6   79,0
Вихідний 13,0 1,5 8,5 10,1 72,0
№ 9 + 0,5 % дисольвану + 0,5 % тіполу 6,0 0,5 26,1 34,8 8,5 3,0 81,3

 

Вперше обробку нафтоемульсійної промивальної рідини сумішшю ПАР здійснювали на буровій 130 - Північно-Долинська в інтервалі розкриття продуктивних пластів 2500 – 2874 м. Пі­сля додатку суміші ПАР показник міжфазного натягу фільтрату знизився до 4,1 мН/м, а коефі­цієнт відновлення проникності (β) зріс до 79,0 %. Успішно закінчена бурінням і свердловина 148 - Північно-Долинська, на якій теж здійснювали обробку сумішшю ПАР. Пробурена ця свердловина без ускладнень і передана в експлуатацію з дебітом 25 – 30 т/д, що у 1,5 – 2,0 рази більше, ніж дебіти оточуючих свердловин.

Це дало підстави включити у регламенти будівництва свердловин на родовищах Прика­рпаття рецептури із застосуванням синергетичних композицій на основі неіоногенних і аніон­них ПАР.

При виборі оптимальних концентрацій необхідно враховувати ПАР у буровому розчині та в зоні проникнення фільтрату. Згідно з РД 39-0147009-510-85 втрати розраховують за формулою:

 

С0 =ΔСад + ΔСр + ΔСн + ΔСт ,(1.5)

 

де ΔСад −втрати ПАР у фільтраті завдяки адсорбції на поверхні бурового інструме­нту;

ΔСр −втрати ПАР у фільтраті завдяки розбавленню залишковою водою;

ΔСн − втрати ПАР у фільтраті завдяки розчиненню певної її частини у нафті (властиво тільки оксиетильованим алкілфенолам типу ОП-7, ОП-10);

ΔСт − втрати ПАР у буровому розчині завдяки її адсорбції на твердій фазі.

Дослідження, що проводяться з метою поглибленого вивчення дії ПАР у полідисперсних системах, якими є промивальні рідини, вказують на необхідність під час вибору ПАР зосере­джувати увагу на їх хімічній природі, зокрема, іоногенності та інших колоїдно-хімічних харак­теристиках. ПАР можуть суттєво змінювати блокувальну дію фільтратів промивальних рідин. Ефективність застосування кожного з типів ПАР залежить від їх індивідуальних властивостей, які проявляються комплексно внаслідок взаємодії ПАР з пористим середовищем і насичуючи­ми його флюїдами, а також взаємодії з реагентами, що складають рецептурубурової промива­льної рідини. Результатом взаємодії ПАР з компонентами промивальної рідини є побічні ефекти, що полягають у покращенні змащувальних, інгібуючих, антикорозійних, структурно-реологічних та інших властивостей.

Доцільність обробки конкретної рідини поверхнево-активною речовиною має бути обґрунтована величиною збільшення коефіцієнта відновлення проникності пласта [6].

Перші роботи з використанням поверхнево-активних речовин (ПАР) на нафтових родовищах ПАТ «Укрнафта» були пов'язані насамперед із підви­щенням нафтовитисних властивостей розчинів, які нагнітали у привибійну зону або в поклад. Це пояснюється основною властивістю ПАР − здатністю концентруватися на межі двох фаз та покращувати витиснення залишкової нафти із порового простору. Практично всі відомі процеси збільшення нафтовилучення передбачають мобілізацію тапереміщення залишкових вуглеводнів в обводнених зонах пласта. Їх мобілі­зацію можна здійснити підвищенням співвідношення гідродинамічних і капі­лярних сил, що буде визначатися так:

 

(1.6)

 

де К −капілярне число,

µВ − в'язкість витисного агента,

VB − швидкість нагні­тання витисного агента,

т −пористість,

δB − міжфазний натяг на границі «вуг­леводень (нафта, газоконденсат) − витисний агент».

Після заводнення кількість залишко­вих вуглеводнів у покладах може стано­вити від 20 до 50 % і більше, а капілярне число для заводнення мати величину 10 -6. 3 метою досягнення залишкової вуглеводненасиченості, меншої за 10 %, ка­пілярне число повинно мати величину, більшу від 10 -2. Аналіз співвідношення 1.6 показує, що підвищення в'язкості і/або швидкості нагнітання витисного агента може збільшити капілярне число лише в декілька разів, а шляхом зменшення міжфазного натягу на границі ви­тисного агента з вуглеводнем можна його суттєво підвищити. Так, якщо міжфазний натяг між водою і рідкими вуглеводнями в пластових умовах має величину в ме­жах 10 – 20 мН/мі при цьому капілярне число становить10-6 то для збільшення його до величини 10-2 необхідно міжфаз­ний натяг зменшити в 10000 разів. Тоді міжфазний натяг витисного агента з вуг­леводнем повинен становити 10-3 мН/м. Для зменшення міжфазного натя­гу використовують хімічні сполуки, що внаслідок позитивної адсорбції змі­нюють фазові й енергетичні взаємодії на поверхнях розділу «тверда поверх­ня – вуглеводень – вода − газ». Поверхнева активність таких сполук обумовлена як хімічною будовою, наприклад, дифільністю їх молекул, так і зовнішніми чинниками (характер середовища і фаз, що кон­тактують, вміст цих сполук, температура тощо). Найбільш поширеними серед них є ПАР.

Концентрація поверхнево-активних речовин (ОП-10, сульфонол, превоцел та ін.) під час перших обробок коливалася від 0,05 до 0,5 %. У результаті їх проведен­ня отримане значне додаткове видобування нафти і газу. Але збільшення кількості проведених свердловино-опе­рацій показало, що ефективність вико­ристання поверхнево-активних речовин значною мірою залежить від геолого-промислових умов, типу і концентрації ПАР, що використовується, та інших чинників. За понад тридцятирічну іс­торію використання ПАР на нафтових родовищах ПАТ «Укрнафта» застосо­вували широкий спектр їх видів (від ОП-10 до барвоцелу) та різні технології (у цій різноманітності простежується тенденція до ускладнення самого проце­су дії). Найбільш ефективними ПАР, що пройшли широкі дослідно-промислові випробування в різних геолого-промислових умовах, є міцелярні розчини на основі нафтових сульфонатів.

Міцелярні розчини (вказана назва є тривіальною, а тому в неповному об­сязі висвітлює характеристику вказа­ного продукту) представляють собою складну суміш, що містить нафтовий сульфонат, вуглеводень, сульфат натрію чи амонію таводу. Завдяки міцелярній будові розчину вказана суміш має низь­кі показники міжфазного натягу на межі «розчин - вуглеводень (газ, нафта)», ви­сокі значення нафтовитисноїздатності розчинів у відношенні до залишкової на­фти та високі показники адсорбції ПАР на поверхні породи. На рис. 1.8 показано ізотерми міжфазного натягу міцелярних розчинів, приготованих із карпатолу і ГНА, на межі з нафтою Долинського нафтового родовища (для порівняння наведено залежності міжфазного натя­гу від концентрації для розчинів ОП-10, сульфонолу НП-3 та їх суміші в співвід­ношенні як 1:1). Звідси видно, що міце­лярні розчини, на відміну від таких ПАР як ОП-10, сульфонол НП-3, мають знач­но нижчі показники міжфазного натягу за умови вмісту в розчинах більше ніж 2 % активної речовини. Нагрівання мі­целярного розчину в пластових умовах призводить до подальшого зниження міжфазного натягу. Особливо цей про­цес посилюється за температур вищих за 60 °С (рис. 1.9) [50].

 

 

Концентрація, %

 

Рисунок 1.8 − Ізотерми (20 °С) міжфазного натягу розчинів ОП-10 (1), суміші ОП-10 і сульфонолу (2), сульфонолу (3), карпатолу (4) і ГНА (5) на межі з нафтою Долинського родовища.

 

 

 

Рисунок 1.9 −Вплив температури на міжфазний натяг 5 % водного розчину карпатолу на межі з нафтою Долинського родовища

 

Проведений цикл вивчення нафтовитисних властивостей міцелярних роз­чинів показав, що 20-відсоткова облямівка 5 % його розчину може витиснути до 80 % за­лишкової нафти, а обводненість продук­ції зменшуватиметьсяіз 100 до 10 %. Най­кращі показники витиснення залишкової нафти міцелярними розчинами отримано для нафти Долинського родовища. Так, для даної нафти показник витиснення залишкової нафти становитиме: у разі ви­користання продуктів карпатол – 45 – 58 %, КНС – 24 – 55 %, мирол – 33 – 75 % від­повідно. Тобто, будь-який міцелярний розчин (незалежно від способу отриман­ня) в умовах Долинського родовища за­безпечує достатньо високі показники витиснення, що підтвердило впровадження трьох продуктів (карпатол, мирол,КНС) на нафтових родовищах НГВУ «Долинанафтогаз». Високі показники витиснення залишкової нафти у разі використанняміцелярних розчинів отримано також для нафт Битківського (15 – 64 %) та Бугруватівського (32 – 56 %) родовищ. Для решти досліджених нафт вказаний показник не перевищує 45 %.

На основі проведених експериментівдля дії на привибійну зону нафтонасиче­них пластів пропонується викорис­товувати 5-відсотковий (за активною речови­ною) міцелярний розчин, що пов'язано зі зниженням міжфазного натягу та зростанням нафтовитисних властивостей розчину з підвищенням концент­рації нафтових сульфонатів. Технологіядії полягає в наступному. Концентрат міцелярного розчину розбавляють пріс­ною водою до необхідної концентрації. Перемішують до утворення однорідної суміші. У привибійну зону пласта нагні­тають запланований об'єм міцелярного розчину. Протиснення розчину здійсню­ють пластовою або прісною водою, об­робленою ПАР, чи нафтою. Міцелярний розчин залишають у пласті на 6 – 24 год. для руйнування водонафтових емульсій та капілярного просочування в низькопроникнізони пласта.

Метод дії на привибійну зону пласта міцелярними розчинами в ПАТ «Укрнафта» впроваджується з 1982 р. в основно­му на родовищах НГВУ «Долинанафтогаз». За цією технологією було проведено понад сто обробок із використанням карпатолу. За період із 1982 до 1994 рр. на родовищах НГВУздійснено 102 обробки ПЗП міцелярними розчинами, завдяки чого додатково видобуто 58,5 тис. т нафти.Найбільшу кількість обробок здійснено і найкращі результати одержа­но зі свердловин еоценового покладу До­линського родовища, де додатковий ви­добуток нафти становить у середньому 760 т на одну операцію. Дещо гірші по­казники мають свердловини еоценового покладу Північнодолинського родови­ща – 491 т додатково видобутої нафти на одну операцію. Технологічна ефектив­ність обробок свердловин менілітового покладу на Долинському, Струтинсь­кому і Спаському родовищах значно нижча і становить відповідно 160, 130 і 82 т додатково видобутої нафти на одну обробку. Успішність обробок ПЗП міце­лярними розчинами на всіх родовищах висока (77,5 – 85,7 %), а тривалість ефекту становить у середньому 109 діб. У зв'язку з припиненням виробництва карпатолу з 1996 р. на родовищах ПАТ «Укрнафта» застосовують тільки мирол та КНС.

Для досягнення максимальної гли­бини дії у разі використання мінімаль­ної кількості міцелярного розчину його нагнітання здійснюють двома порція­ми: на початку використовують 5-відсотковий (за активною речовиною) міцелярний розчин, після чого нагнітають міцеляр­ний розчин, що містить 2 – 3 % нафтових сульфонатів [49]. Вказана кількість на­фтових сульфонатів у другій порції є до­статньою для максимального зниження міжфазного натягу, а втрати на адсорб­цію ПАР на поверхні порових каналів ємінімальними, оскільки основна кількість ПАР вже адсорбувалася зпершої пор­ції міцелярного розчину. Таким чином, друга порція міцелярного розчину одно­часно є і активним розчином, і протискувальною рідиною.

Досвід використання звичайних міцелярних розчинів в умовах Долин­ського нафтопромислового району по­казав, що хоча ефективність повторних обробок є достатньо високою, але вона поступово зменшується зі збільшен­ням кількості проведених обробок. Ос­новною причиною цього є обробка тих самих інтервалів продуктивного плас­та без суттєвого збільшення об'ємів розчину, що нагнітається у пласт. Тому для підвищення ефективності дії міцелярних розчинів у ході повторної оброб­ки необхідно розробити нові технології, що враховували б неоднорідність ко­лектора за проникністю. Найпростіший шлях розв'язання цього завдання є порційне нагнітання міцелярного розчину в комплексі з тимчасово блокуючою рідиною. Завдяки такій технології за­безпечується поетапний вплив міцелярного розчину на пропластки з різною проникністю шляхом тимчасового блокування вже обробленого пласта. Як тимчасово блокуючу рідину для ви­користання у таких обробках було за­пропоновано саморуйнівну полімерну систему, в основі якої суміш полімер­ного розчину і деструкційного агента. За наявності деструкційного агента при пластових температурах розчин буде руйнуватися, тобто поступово втрачати­ме свою в'язкість. При цьому показник в'язкості буде змінюватися від в'язкості полімерного розчину до в'язкості чис­тої води. Залежно від температури та концентрації деструкційного агента час термокислотної деструкції полімеру може становити від 15 хв до 7 діб. Окрім зменшення в'язкості, також відбуваєть­ся збільшення коефіцієнта відновлення проникності пласта до 95 – 100 %.

Суть запропонованої технології по­лягає в послідовному нагнітанні у пласт міцелярного розчину, саморуйнівноїполімерної системи та міцелярного роз­чину упродовж декількох циклів [50]. Як саморуйнівну рідину використову­вали суміш 0,1-3-відсоткового водорозчин­ного полімеру, який під час деструкції утворює водорозчинні компоненти), та 0,2-5-відсоткового деструкційного агента. Під час проведення вказаної технології від­бувається нагнітання міцелярного роз­чину та саморуйнівної полімерної сис­теми у високопроникний пропласток. Завдяки створенню високов'язкого буфера друга порція міцелярного розчину проникає виключно у низькопроникний пропласток. У процесі освоєння свердло­вини завдяки руйнуванню полімеру буде спостерігатися деблокування високопроникних зон, що забезпечує відновлення роботи всього продуктивного розрізу видобувної свердловини.

Впровадження даного способу про­водилося виключно на нафтових родо­вищах НГВУ «Долинанафтогаз».

Переважно для обробки тільки низькопроникних пропластків, напри­клад, за наявності обводненого високопроникного пропластка, пропонується нагнітання міцелярного розчину здійснювати двома порціями, перша з яких додатково містить гам­ма-опромінений поліакриламід (ПАА) (полімер «Полікар»). У основі даної тех­нології є здатність гамма-опроміненого ПААблокувати перфораційні канали пластів, де відбувається фільтрація роз­чину на першому етапі, і не проникати упоровий простір продуктивного пласта [50]. Завдяки цьому в процесі експлуатації свердловини самочинно відбуватиметь­ся деблокування пластів. Запропонова­на технологія пройшла дослідно-про­мислові випробування на нафтових родовищах НГВУ «Долинанафтогаз».

Випробування синтетичних ПАР для дії на привибійну зону нафтових свердловин розпочато в Долинському нафтопромисловому районі з вико­ристання суміші сульфонолу таОП-10 або превоцелу із концентрацією у вод­ному розчині 1 – 3 %. Проведені протягом 80 – 90 років минулого століття роботи підтвердили той факт, що вказані розчи­ни як за нафтовитисними експеримен­тальними, так і за промисловими дани­ми поступаються міцелярним розчинам. Однак їх застосування є достатньо ефек­тивним, що можна порівняти з ефектив­ністю таких робіт як кислотні обробки.

На основі проведених лабораторних досліджень концентрацію ПАР у водно­му розчині під час її дії на привибійну зону запропоновано збільшити до 5 %. Дослідно-промислові випробування таких висококонцентрованих розчинів ПАР довели ефективність їх застосуван­ня. Але під час використання жиринок­су на двох родовищах ПАТ «Укрнафта» було встановлено, що вказаний продукт у разі контакту з нафтою утворює емуль­сію, що ускладнює експлуатацію свер­дловини. Пошук шляхів руйнування вказаної емульсії при пластових темпе­ратурах показав, що підкислення системи призводить до поступового розкладу емульсії. Тому для Долинського та Решетняківського родовищ (характеризу­ються утворенням водонафтової емуль­сії за наявності жириноксу) пропонується використання жириноксу за видозміненою технологією. З метою зменшення контакту з нафтою 5-відсотковий розчин жириноксу нагнітають у пласт між порціями підкисленого розчину жириноксу [50]. Досвід використання запропонованої технології в умовах Долинського родовища підтвердив зроб­лений висновок, що підкислення розчину жириноксу запобігає утворен­ню водонафтової емульсії. У жодній зі свердловин, де проводили обробки з використанням жириноксу, не спостеріга­лось утворення водонафтової емульсії. Використання жириноксу для умов Долинського родовища дещо поступається міцелярним розчинам за своєю ефек­тивністю, яка разом із тимє достатньо високою.

Досвід використання міцеляр­них розчинів на Спаському та Струтинському родовищах показав, що їх ефективність тут значно поступається ефективності їх дії на Долинському або Північнодолинському родовищах. Особ­ливістю цих родовищ є низькі пластові температури (40 – 50 °С) та наявність у нафті значної кількості асфальто-смолопарафінистих речовин. Такі умови спричиняють випадання важких ком­понентів нафти вже у привибійній зоні. Низькі пластові температури послаб­люють можливість ефективного відмивання вуглеводневих відкладів мі­целярними розчинами. Тому для умов низькотемпературних родовищ пропонується обробку поверхнево-ак­тивними речовинами здійснювати цик­лічно із застосуванням різних розчинів ПАР за механізмом відмивання. Напри­клад, для Спаською та Струтинського родовищ дію на продуктивний пласт потрібно чинити послідовно, викорис­товуючи 5-відсотковий розчин жириноксу або прогаліту, а потім уже міцелярний розчин [50]. Застосування жириноксу та прогаліту пов'язано з їх здатністю ефективно відмивати залишкову нафту за низьких температур та диспергувати або розчиняти важкі компоненти на­фти, що відклалися на поверхні поро­ди. Міцелярний розчин, що нагнітають услід, буде відмивати ті компоненти, що не відмиті під час використання неіоногенних ПАР, та руйнувати водонафтові емульсії. Дослідно-промислові випро­бування запропонованої технології у свер­дловинах Струтинського та Спаського родовищ дали змогу підняти додаткове видобування нафти на 100 – 200 т порівня­но з технологією із використанням лише міцелярних розчинів.

Особливе місце серед методів дії з використанням ПАР займають об­робки газових та газоконденсатних свердловин. На відміну від обробок нафтових свердловин, нагнітання ПАР повинно забезпечити нормальну робо­ту газової свердловини завдяки винесенню з вибою та привибійної зони води та конденсату, що осідають там у процесі експлуатації і знижують дебіт свердлови­ни. Під час переходу свердловин на піз­ню стадію експлуатації ПАР повинні також забезпечувати зниження при­пливу пластової води. Винесення води та конденсату з газової свердловини до­сягається як завдяки їх солюбілізації у водному розчині ПАР, так і шляхом переходу у структуру пінної системи.

Першою технологією в цьому напря­мі був спосіб, що включав послідовне нагнітання у пласт водопоглинача (ме­танолу) та циклічне нагнітання метанольного розчину поверхнево-активної речовини, диспергованої газоподібним агентом із продавлюванням кожного циклу вуглеводневим газом високо­го тиску [50]. Як ПАР використовували ТЕ АС-М при концентрації 0,5 %, а як газоподібний агент – той самий вуглевод­невий газ. Застосування даного способу забезпечувало висушування продук­тивного пласта від води за допомогою нагнітання метанолу окремо у складі пінної системи і обробку продуктивно­го пласта на значній глибині завдяки використанню пінної системи та її додат­кового протискування вуглеводневим газом, що не перешкоджає проникності газового пласта. Дослідно-промислові випробування та подальше впровадження запропонованої технології під­твердили високу її ефективність. У результаті отримано високий коефіцієнт успішності (понад 80 %) та значний при­ріст видобування газу та конденсату.

Використання даного способу по­казало, що, незважаючи на високу ефективність, він має і деякі недоліки: по-перше, під час контакту метанолу з високомінералізованою водою у плас­тових умовах відбувається висалюван­ня солей із пластової води, що призводить до блокування пласта; по-друге, пінна система на основі метанолу має низькі значення піноутворювальної здат­ності, оскільки метанол є піногасником; по-третє, низька концентрація ПАР у розчині не розрахована на знач­ні глибини обробки пласта та втрати на адсорбцію ПАР на поверхні породи. Тому для підвищення ефективності та­ких обробок автори [50] пропонують техно­логію дії проводити таким чином. У пласт послідовно нагнітають газований підкислений (до 3-відсоткової соляної кислоти) розчин метанолу, вуглеводне­вий газ із високим тиском, циклічно газований розчин суміші ПАР та спирту (0,5 – 10 % ПАР із піноутворювальними та гідрофобізувальними властивостями, 3 – 30 % етиленгліколю або діетиленгліколю та пластова вода) і вуглеводневий газ із високим тиском. При цьому для повно­го адсорбування ПАР на поверхні нагнітання газованого спиртового розчину ПАР та його протискування здійснюють у декілька етапів, із різними процент­ними концентраціями ПАР та спирту в кожному циклі закачування, а також витримуючи в часі на кожному етапі. Підкислення метанолу соляною кис­лотою попереджує висалювання солей із пластової води із мінералізацією понад 100 г/л, підвищує стабільність пін­ної системи та спінювання конденсату завдяки використанню етилен або діетиленіліколю. Підвищення концент­рації ПАР до 5 – 10 % у першій порції та витримування на адсорбцію дає мож­ливість адсорбувати на віддалі від ви­бою значну кількість ПАР, що під час наступної експлуатації свердловини буде надходити у потік пластових флюїдів і покращувати роботу газової свердло­вини. Використання даного способу, названого технологією газованого піноутворювача, дало змогу підтримувати успішність проведених робіт на такому ж рівні, як і під час застосування про­тотипу. Додаткове видобування газу та конденсату, незважаючи на ускладнен­ня умов видобування, також залишається на високому рівні [50].

 

Доверь свою работу ✍️ кандидату наук!
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой



Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.