25070 (686712), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Для уменьшения ККЭ необходима обработка прискважинной зоны пласта реагентами-гидрофобизаторами принцип действия которых основан на физической адсорбции ПАВ на границе раздела фаз жидкость - твердое тело с образованием гидрофобной молекулярной пленки, изменяющей смачиваемость гидрофильной поверхности породы. Это приводит к снижению водонасыщенности пристеночного слоя скважины, в результате увеличивается приток нефти в скважину и уменьшается фазовая проницаемость для воды.

Гидрофобизирующее действие реагентов можно оценить по эффекту капиллярного впитывания воды кварцевым песком, обработанным гидрофобизатором. Проведенными исследованиями было установлено, что растворы высокомолекулярного полимера, применяемого для получения геля, в углеводородных растворителях обладают мощным гидрофобизирующим эффектом. Поэтому была изучена гидрофобизирующая способность растворов жидкой фазы, отделенной от выделившегося органического геля, в результате взаимодействия 10%-ного раствора полимера в этил-бензольной фракции и отработанного компрессорного масла с удельным расходом 0,5 - 4,0 г/г. Эффективность оценивалась по высоте поднятия воды в капилляре по кварцевому песку, обработанному растворами жидкой фазы в бензине при массовой концентрации 2,5-20 %. Чем ниже высота поднятия воды, тем выше гидрофобизирующее действие реагента, поэтому за 100%-ную гидрофобизацию была принята нулевая высота поднятия уровня воды, а за нулевую степень гидрофобизации - 15,6 см, что соответствует поднятию уровня воды по необработанному углеводородом песку (табл. 6). Как видно из табл. 3, все растворы жидкой фазы обладают гидрофобизирующими свойствами, так как степень гидрофобизации выше, чем в моделях без обработки и с обработкой чистым бензином, при которых степень гидрофобизации равнялась соответственно 0 и 20 %.

Таблица 6 – Гидрофибизирующие свойства жидкой фазы

Поскольку, изменяя соотношение компонентов, можно регулировать степень вовлечения высокомолекулярного полимера в образование геля и соответственно его удельный выход, жидкая фаза в зависимости от исходного содержания полимера в растворе и удельного расхода компрессорного масла будет обладать различными гидрофобизирующими свойствами (см. табл. 6). При малом удельном расходе масла гидрофобизирующий эффект высокий, так как часть полимера не вовлечена в образование геля и остается в растворе. Высокомолекулярный полимер образует гидрофобизирующую пленку на поверхности кварцевого песка, таким образом достигается высокая гидрофобизация. При повышении удельного расхода компрессорного масла снижается степень гидрофобизации, что свидетельствует о низком гидрофобизирующем эффекте. Гидрофобизирующий эффект от обработки растворами жидкой фазы при удельном расходе СКМ, равном 4 г/г, сопоставим с гидрофобизацией кварцевого песка бензином, это косвенно подтверждает вовлечение всего количества полимера в образование органического геля. Таким образом, изменяя соотношение содержания компонентов и контролируя степень вовлечения полимера в образование ассоциата, можно регулировать гидрофобизирующие свойства состава.

Эффективность технологии обработки призабойной зоны пласта с повышенной обводненностью можно оценить по изменению фазовой проницаемости для воды до и после обработки гидроизоляционным составом на моделях пласта, отражающих фильтрацию флюидов по промытому прослою. В модели используется стеклянная трубка внутренним диаметром 20 мм и длиной 350 мм, заполненная прокаленным кварцевым песком фракции 0,140-0,315 мм, через который профильтрован один поровый объем пластовой воды общей минерализацией 150 г/л.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта для воды замеряли время прохождения каждого порового объема воды через пласт. Эксперимент проводили при избыточном давлении 0,2-0,3 МПа. Фазовую проницаемость для воды до и после обработки рассчитывали по закону Дарси.

Установлено, что обработка модели промытого прослоя отработанным компрессорным маслом снижает фазовую проницаемость для воды до 1,5 раз. Компрессорное масло обладает слабым гидрофобизирующим действием, а 10%-ный раствор высокомолекулярного полимера в этилбензольной фракции может снизить фазовую проницаемость в 10-11 раз. Поэтому данная технология позволяет сохранить высокий эффект ограничения водопритока при изменении соотношения содержания компонентов в процессе эксплуатации скважины. Обработка модели пласта разработанным гидроизоляционным составом полностью ограничивает фильтрацию воды через пласт при депрессии равной 0,2 МПа. Таким образом, происходит полное блокирование порового пространства. Следовательно, моделируя состав жидкой фазы, содержащий высокомолекулярный полимер и компрессорное масло можно регулировать изменение фазовой проницаемости за счет соотношения эффектов блокирования и гидрофобизации.

Недостатками многих применяемых технологий являются частичная или полная десорбция либо физическое растворение применяемых реагентов в процессе эксплуатации. Степень десорбции состава с породы оценивалась по изменению фазовой проницаемости модели пласта для воды после фильтрации 30 поровых объемов воды. Фазовая проницаемость модели пласта, обработанного компрессорным маслом, при промывке водой снизилась в 3,2 раза по сравнению с первоначальной, а при обработке раствором полимера не изменилась. Таким образом, если для компрессорного масла характерна частичная десорбция с поверхности породы, то высокомолекулярный полимер образует устойчивую пленку, которая характеризует его высокие адсорбционные свойства.

Основной недостаток большинства технологий на основе гелей заключается в блокировании отдельных зон нефтенасыщенного пласта. В процессе изучения влияния стабильности состава при контакте с нефтью установлено, что в течение суток гель полностью разрушается. Следовательно, гель, попавший в нефтяной прослой в результате обработки призабойной зоны, разрушится при освоении скважины в результате вызова притока нефти.

Обработка призабойной зоны пласта закачкой одной порции технологического раствора на основе разработанного гидроизоляционного состава, приготовленного на устье скважины, приведет к перераспределению фильтрационных потоков и снижению обводненности добывающих скважин. Применение гидроизоляционного состава, стабильного в сильноминерализованных пластовых водах, но разрушающегося при контакте с нефтью, обеспечит эффективное снижение проницаемости для воды водопромытых участков пласта без блокирования его отдельных зон.

Таким образом, применение разработанного гидроизолирующего состава, устойчивого в сильноминерализованных средах, эффективно для обработки призабойной зоны пласта и ограничения водопритока в добывающих скважинах. В зависимости от соотношения содержания компонентов можно получать технологические составы, включающие органический гель и жидкую фазу с различными вязкоупругими и гидрофобизирующими свойствами. Максимально ограничить водоприток в добывающих скважинах можно путем регулирования соотношения эффектов блокирования и гидрофобизации в зависимости от геолого-промысловых условий.

2.3 Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину

Анализ современных методов и технологий ограничения притока вод в скважины с точки зрения оценки возможности их использования для решения задачи увеличения охвата залежей заводнением показал, что применение их при эксплуатации обводненных продуктивных пластов способствует увеличению отбора из них нефти.

В научно-технической литературе не освещено с достаточной полнотой теоретическое и экспериментальное обоснование применения технологий по ограничению движения вод в пластах при разработке нефтяных месторождений. Одной из причин указанного является недостаточная изученность механизма образования водоизолирующей массы химреагентами и воздействия их на нефтенасыщенный пласт.

Сущность любой ремонтно-изоляционной работы в добывающей скважине с применением водоизолирующего материала сводится к перекрытию путей притока воды в нее избирательным воздействием на источник обводнения: на смежные пласты и пропластки-обводнители, обводненные зоны в продуктивном объекте, а также на пути водопритоков в виде трещин в коллекторе и других каналов в заколонном пространстве.

Для этой цели разработаны различные методы с применением водоизолирующих материалов и технических средств.
Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от влияния закачиваемого реагента на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала.
Ограничение притока воды носит неселективный характер, если используется для этой цели материал, который, независимо от насыщенности среды нефтью или водой, образует экран, не разрушающийся в течение длительного времени в пластовых условиях. Отключение коллектора или части его разработки при неселективных методах осуществляется цементированием, закачиванием в пласт фильтрующихся в пористую среду химпродуктов, установлением пакеров и перекрывающихся устройств. Известные неселективные методы с применением фильтрующихся в пористую среду материалов по механизму образования водоизолирующей массы можно разделить на две большие группы - основанные на отверждении самого закачанного раствора в полном объеме и на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов.

К методам, основанным на образовании водоизолирующей массы в результате взаимодействия закачиваемых реагентов, относится метод нагнетания в пласт готовой смеси жидкого стекла с соляной кислотой, которая со временем переходит в нерастворимый кремнезоль. Успешность применения метода оказалась невысокой, технологические операции после закачивания указанных компонентов завершаются последующим цементированием. Сюда же относятся методы, основанные на последовательном закачивании в пласт нескольких реагентов, образующих осадок в результате химического взаимодействия между собой. Для этих целей применяют SО₂ и Н₂SО₄ методы ограничения притока вод МgС₁₂ в сочетании с NaОН, NН₄ОН, Са(ОН)₂.

В отличие от цемента и смол, отверждающихся в полном объеме, осадкообразующие реагенты только частично закупоривают пористую среду. Эти методы, как и методы, основанные на механическом смешении в пластовых условиях, не нашли широкого применения из-за низкой эффективности воздействия на пласт. К тому же в нефтенасыщенной части коллектора не исключается снижение проницаемости.

Характеристики

Список файлов курсовой работы