Содержание к диссертации
Введение
1. Физико-химические основы направленного выбора методов воздействия на призабоиную зону продуктивного пласта при разработке залежей аномальных нефтей 18
1.1. Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта 18
1.2. Особенности процесса фильтрации аномальной пластовой нефти 23
1.3. Способы улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта на залежах аномальных нефтей 40
Выводы к разделу 1 44
2. Совершенствование технологий воздействия на призабоиную зону нефтяного пласта 45
2.1. Применение поверхностно-активных веществ для снижения аномалий вязкости пластовой нефти 45
2.1.1. Влияние ПАВ на реологические и фильтрационные свойства нефтей 46
2.1.2. Диффузионные свойства ПАВ 52
2.1.3. Механизм действия ПАВ на структурообразующие компоненты пластовой нефти 58
2.1.4. Расчет параметров активации вязкого течения нефтей 68
2.2. Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта с сохранением его фильтрационных характеристик 77
2.2.1. Технология проведения вторичного вскрытия нефтяных пластов с применением «составов УНИ» (УНИ-1 и УНИ-3) 83
2.2.2. Приготовление «составов УНИ» (УНИ-1 и УНИ-3) в промысловых условиях 85
2.2.3. Промысловые испытания технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта с сохранением его фильтрационных характеристик 87
2.3. Регулирование фильтрационных характеристик призабойной зоны нефтяной скважины в процессе ее эксплуатации 89
2.3.1. Совершенствование технологий глушения нефтяных скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов 90
2.3.2. Регулирование фильтрационных характеристик пород ПЗП на поздней стадии разработки нефтяного месторождения 96
Выводы к разделу 2 103
3. Разработка эффективных растворителей асфальто-смолопарафиновых отложений 105
3.1. Причины образования и способы удаления АСПО в призабойной зоне пласта 105
3.2. Характеристика составов растворителей АСПО 109
3.3. Донорно-акцепторные свойства и растворимость веществ 112
3.4. Физико-химические основы направленного подбора растворителей АСПО 124
3.5. Разработка новых химических составов — растворителей АСПО для обработки призабойной зоны нефтяного пласта 138
Выводы к разделу 3 147
4. Повышение эффективности эксплуатации и экологической безопасности скважин при добыче сероводородсодержащих нефтей 148
4.1. Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей и борьба с ними 148
4.2. Исследование условий образования сероводорода в системе «пласт-скважина» 169
4.3. Анализ опыта борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями (на примере нефтяных месторождений Башкортостана) 176
4.4. Разработка технологий нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин 190
4.5. Разработка антикоррозионных химических составов и технологий их применения в добывающих и нагнетательных скважинах 196
4.5.1. Надпакерные жидкости для нагнетательных скважин 197
4.5.2. Профилактическая антикоррозионная смазка для нагнетательных скважин 200
4.5.3. Технология применения антикоррозионных составов для нагнетательных скважин 209
4.5.4. Консервационная жидкость для добывающих и нагнетательных скважин 211
Выводы к разделу 4 213
5. Рациональное использование нефтяного сырья на месторождениях аномальных нефтей 214
5.1. Разработка состава и технологии промышленного получения эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий для добычи нефти 214
5.2. Разработка технологий получения жидкостей специального назначения в промысловых условиях 228
Выводы к разделу 5 234
Заключение 235
Библиографический список 239
- Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта
- Влияние ПАВ на реологические и фильтрационные свойства нефтей
- Причины образования и способы удаления АСПО в призабойной зоне пласта
- Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей и борьба с ними
Введение к работе
Одной из актуальных проблем нефтяной отрасли является повышение
эффективности эксплуатации скважин. Особую актуальность она приобретает при разработке залежей аномальных (неньютоновских) нефтей, где эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и высоковязких эмульсий в призабойной зоне пласта (ПЗП). Кроме того, аномальные нефти, как правило, содержат в своем составе сероводород, что вносит дополнительные осложнения при эксплуатации скважин.
Успешность решения вышеуказанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении более чем 25 лет ведутся на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) под руководством и при непосредственном участии автора.
В настоящей диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей. В основе этих технологий находятся новые химические реагенты и составы технологических жидкостей: реагенты для снижения аномалий вязкости пластовой нефти; составы для восстановления приемистости нагнетательных скважин; жидкости для глушения скважин, сохраняющие коллекторские характеристики пород призабойной зоны пласта и обладающие свойствами нейтрализатора сероводорода; антикоррозионные и консервационные жидкости для скважин; эмульгаторы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых
9 для различных процессов нефтедобычи; реагенты-гидрофобизаторы для обработки призабойной зоны пласта.
Объектом исследований диссертационной работы являются закономерности физико-химических процессов, происходящих при эксплуатации скважин в призабойной зоне продуктивного пласта, насыщенном аномальной нефтью, а предметом исследований - физические и технологические связи и соотношения в объекте исследований.
Исследования проводились в соответствии со следующими документами:
общесоюзная научно-техническая программа 0.02.01 «Создание прогрессивных технологических и технических средств по добыче нефти, обеспечивающих высокую степень извлечения углеводородов из недр, подготовку и транспорт нефти и попутного газа» (Постановление ГКНТ СССР № 555 от 30.10.85г.);
программа № 7 Академии наук РБ «Нефть и газ Башкортостана» (Постановление кабинета министров РБ № 204 от 26.06.96г.);
проект Российского фонда фундаментальных исследований (распоряжение № 96-26-5а/325 от 26.09.96г.);
программа № 8 «Топливно-энергетический комплекс Республики Башкортостан. Стабилизация и развитие», подпрограмма «Проблемы добычи, транспорта и переработки углеводородного сырья» (Постановление кабинета министров РБ № 405 от 31.12.99г.).
Цель диссертационной работы - исследование, научное обоснование и создание перспективных технологий повышения эффективности эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей.
Основные задачи исследований:
1. Теоретические и экспериментальные исследования физико-химических процессов в продуктивном пласте при разработке залежей аномальных нефтей.
Обоснование направлений развития технологий повышения эффективности эксплуатации скважин при разработке залежей аномальных нефтей.
Создание и испытание технологий вторичного вскрытия продуктивного пласта и стимуляции притока на залежах аномальных нефтей.
Разработка технологий борьбы с сероводородом при разработке залежей сероводороде од ержащих аномальных нефтей.
5. Разработка рецептур новых технологических жидкостей для добычи
нефти на залежах аномальных нефтей (химических составов для снижения
аномалий вязкости пластовой нефти; жидкостей глушения скважин,
сохраняющих коллекторские характеристики пород ПЗП и обладающих
свойствами нейтрализатора сероводорода; растворителей и ингибиторов
АСПО; реагентов-гидрофобизаторов для обработки ПЗП; антикоррозионных и
консервационных жидкостей для скважин), технологий их производства и
применения.
6. Реализация результатов исследований путем планирования и
проведения опытно-технологических работ.
Методы решения поставленных задач.
Физическое и математическое моделирование изучаемых процессов.
Методы математической статистики,
Лабораторные и промысловые исследования. Основные защищаемые положения.
1. Закономерности изменения и способы улучшения фильтрационных
характеристик призабойной зоны пласта на залежах аномальных нефтей.
2. Направления развития технологий повышения эффективности
эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей.
3. Новые технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта и
воздействия на его призабойную зону на залежах аномальных нефтей.
4. Системный подход к решению проблемы борьбы с сероводородом и
связанными с ним осложнениями.
Технологии антикоррозионной защиты добывающих и нагнетательных скважин.
Новые химические составы технологических жидкостей для добычи нефти на залежах аномальных нефтей.
Научная новизна.
Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ на реологические и фильтрационные свойства аномальных нефтей. С помощью нескольких методов исследования (реологических, фильтрационных, инфракрасной фотоколориметрии, электронного парамагнитного резонанса) установлено, что ПАВ, непосредственно введенные в нефть или перешедшие в нее из водного раствора за счет диффузии, оказывают пептизирующее действие на асфальтени - основные структурообразующие компоненты пластовой нефти, вследствие чего у последней улучшаются реологические и фильтрационные свойства.
С учетом особенностей физико-химических процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивного пласта на залежах аномальных нефтей, обоснованы пути повышения эффективности эксплуатации скважин на этих залежах:
применение ПАВ для снижения аномалий вязкости пластовой нефти;
обработка ПЗП растворителями АСПО;
применение при вторичном вскрытии продуктивного пласта и проведении подземного ремонта скважин химических составов технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение и улучшение фильтрационных характеристик пород ПЗП.
3. Предложена термодинамическая модель растворимости АСПО,
учитывающая адгезию компонентов растворителя и их хемосорбционное
взаимодействие с компонентами отложений на стадии, предшествующей
растворимости. Установлено, что процесс растворения АСПО в парафино-
нафтеновых и ароматических растворителях описывается экстремальной
параболической зависимостью растворимости от концентрации растворителя.
Предложены математические модели, позволяющие прогнозировать содержание сероводорода в скважиннои продукции при изменении геолого-физических условий и технологических показателей эксплуатации скважин.
Разработаны новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти:
состав для снижения аномалий вязкости пластовой нефти (а.с. №1004623);
составы для восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин (а,с.№ 1724663, а.с.№ 1747461, пат. РФ №2011800);
жидкость для глушения скважин - «состав УНИ-3» (пат. РФ №2116327, ТУ 2423-001-02069450-00);
консервационная жидкость для антикоррозионной защиты скважин КЖ-1 (пат. РФ №2154154);
эмульгатор обратных водонефгяных эмульсий ЭН-1 (пат. РФ №2154662, ТУ 0258-007-33818158-99);
6. Разработан способ вторичного вскрытия нефтяного пласта,
обеспечивающий сохранность его фильтрационных параметров (пат. РФ
№2109790).
7. Разработан способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине
(пат. РФ №2136864).
Практическая ценность и реализация работы. 1. Разработаны и внедрены технологии:
вторичного вскрытия продуктивного пласта с сохранением его коллекторских характеристик (НГДУ «Аксаковнефть» АНК «Башнефть», НГДУ ОАО «Татнефть», всего 39 операций);
нейтрализации сероводорода в нефтяных скважинах (НГДУ «Южарланнефть» АНК «Башнефть», 2 скважины);
глушения скважин перед ремонтами и обработок ПЗП с применением «составов У НИ» (УНИ-1, УНИ-3, УНИ-4),
13
обеспечивающих сохранение и улучшение фильтрационных
характеристик ПЗП (ОАО «Нижневартовское
нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «Самотлорнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», всего 30 скважин).
2. Разработан и внедрен новый состав для удаления
асфальтосмолопарафиновых отложений в водо нагнетательных скважинах для
восстановления их приемистости (НГДУ «Уфанефть» АНК «Башнефть», 29
скважин).
3. Предложены усовершенствованные технологии антикоррозионной
защиты скважин.
Предложены технологии получения в промысловых условиях некоторых целевых нефтепродуктов и химических составов (антикоррозионных жидкостей, эмульгаторов обратных водонефтяных эмульсий и самих эмульсий для различных процессов добычи нефти, топлива для судовых дизелей).
Разработана и внедрена в ОАО «Башнефтехим» технология промышленного производства эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий ЭН-1 для процессов добычи нефти (ТУ 0258-007-33818158-99).
6. Результаты диссертационной работы использованы при составлении
временных инструкций, регламентов и стандартов предприятий, в частности:
РД 39-11-02-77. Аппаратура и методика исследований реологических свойств аномально-вязких нефтей. -Уфа: УПИ, 1977;
Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта на месторождениях АО «Татнефть» (стандарт предприятия): Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии ОПЗ пластов и стимуляции работы скважин.-Альметьевск: АО «Татнефть», 1998;
РД 03-013-99, Инструкция по глушению скважин перед подземным ремонтом и при вторичном вскрытии продуктивного пласта с использованием жидкостей глушения скважин - «состава УНИ-1» и «состава УНИ-3», сохраняющих коллекторские характеристики
призабойной зоны пласта и обладающих свойствами нейтрализатора сероводорода. -Уфа: КИВЦ АНК «Башнефтъ», 1999;
СТП 03-99. Вторичное вскрытие пластов и ремонт скважин с сохранением продуктивности ПЗП. Технология применения жидкостей УТГИ. - НГДУ «Аксаковнефть» (АНК «Башнефтъ»), 1999;
Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий ЭН-1 (Технические условия ТУ 0258-007-33818158-99). -Уфа: АО «Башнефтехим», 1999;
Жидкость для глушения скважин — «Состав УНИ-3» (Технические условия ТУ 2423-001-02069450-00). -Уфа: УГНТУ, 2000.
7. Разработанные технологии нашли промышленное применение в процессах вторичного вскрытия и глушения нефтяных пластов перед подземными ремонтами скважин с сохранением фильтрационных характеристик пород призабойной зоны и нейтрализацией сероводорода, при обработках призабойной зоны продуктивного пласта с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин.
Объемы внедрения технологий составили: по вторичному вскрытию нефтяных пластов - 39 операций; по глушению скважин перед проведением ремонтов - 32 операции; по восстановлению приемистости нагнетательных скважин - 29 операций. В результате выполненных операций получен технологический эффект в виде сокращения сроков освоения и уменьшения обводненности продукции скважин, сохранения и восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, увеличения дебитов скважин. Внедрение разработанных технологий на предприятиях АПК «Башнефть» и АО «Татнефть» позволило получить за период 1998-2000 г.г. дополнительно 12,893 тыс. тонн нефти с суммарным экономическим эффектом 2,279 млн, рублей.
8. Материалы диссертационной работы используются при чтении лекций по дисциплинам «Подземная гидромеханика», «Основы реологии нефти», «Скважинная добыча нефти», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов» студентам специальности 09.06 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также инженерно-техническим работникам нефтегазодобывающих предприятий на курсах повышения квалификации.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях, конгрессах, семинарах и выставках: Республиканской научно-технической конференции по проблемам нефтяной и газовой промышленности (г.Уфа, 1973), Всесоюзном симпозиуме по применению неньютоновских систем в нефтедобыче (г.Москва, 1974), Республиканской конференции «О результатах научных исследований в области разработки, добычи, транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии» (г.Уфа, 1975), конференции молодых ученых и специалистов, посвященной XXV съезду КПСС (г.Уфа, БашНИПИнефть, 1976), Всесоюзном семинаре «Состояние и перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи» (г.Москва, 1977), Всесоюзном совещании по применению неньютоновских систем в нефтедобыче (г.Ухта, 1977), Республиканской научно-технической конференции «Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии» (г.Уфа, 1977), Республиканской научно-технической конференции «Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности» (г,Уфа, 1979), I городской научно-технической конференции молодых ученых (г.Уфа, 1980), V Республиканской научно-технической конференции «Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов» (г.Уфа, 1980), 11 Коллоидной школе (г.Драгобыч, 1981), Республиканской научно-технической конференции «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 1981), совещании
«Физико-химия и технология повышения нефтеотдачи с помощью мицеллярных растворов, ПАВ и углекислого газа» (г.Москва, МГУ, 1983), Республиканской конференции «Органические реагенты и товары бытовой химии на основе нефтехимического сырья» (г.Уфа, 1983), Республиканской научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 1984), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г.Уфа, 1995), Всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» (г.Москва, ГАНГ, 1996), 9 Всероссийской конференции по химическим реактивам «Реактив-96» (г.Уфа-г.Краснодар, 1996), семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» (г.Уфа, УГНТУ, 1996), семинаре «Совершенствование разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений» Международной выставки «Газ. Нефть. Башкортостан-97» (г.Уфа, 1997), научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (KXTTi-V-99)» (г.Уфа, УГНТУ, 1999), Международной выставке и конференции «Современная технология и производство экологически чистых топлив в первом десятилетии XXI века» (г.Санкт-Петербург, 1999), Международном семинаре-конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г.Анапа, 1999), специализированной научной секции «Проблемы увеличения разведанных запасов и повышения добычи нефти и газа» Второго Конгресса нефтегазопромышленников России (г.Уфа, 2000), XIII Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии» (г.Тула, ТГПУ им. Л.Н.Толстого, 2000), IV Международной конференции «Химия нефти и газа» (г.Томск, ИХН СО РАН, 2000), II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г.Уфа, 2000), Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г.Москва, РГУНГ им. И.М.Губкина,
17 2002), технических советах нефтяных компаний «Башнефть», «Татнефть» и ряда нефтегазодобывающих управлений, секциях научно-технических советов
БашНИПИнефть, ТатНИГШнефть и Уфимского государственного нефтяного технического университета.
По теме диссертации опубликованы 3 монографии: «Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти» (изд-во «Гилем» Академии наук РБ, Уфа, 1999), «Реология нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие» (в соавторстве с Н.К.Кондрашевой, изд-во УГНТУ, Уфа, 2000), «Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодержащих нефтей» (в соавторстве с М.М.Мухаметшиным, изд-во УГНТУ, Уфа, 2001). Всего по теме диссертационных исследований опубликовано более 60 печатных работ, получено 9 авторских свидетельств и патентов на изобретение. За изобретательскую деятельность и промышленное внедрение своих разработок соискателю присвоено почетное звание «Заслуженный изобретатель Республики Башкортостан». В большинстве работ, опубликованных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач, основные идеи и разработки.
При выполнении исследований автор получал консультации и помощь от В.В.Девликамова, М.Ю.Доломатова, Ю.В.Зейгмана, М.М.Кабирова, М.М.Мавлютова, З.Г.Мурзагильдина, А.М.Сыркина, З.А.Хабибуллина и других специалистов, которым автор выражает искреннюю признательность.
Автор с благодарностью оценивает поддержку при проведении промышленных испытаний разработанных технологий специалистов предприятий АПК «Башнефть» и ОАО «Татнефть» и, в первую очередь, Н.С.Волочкова, МБ.Ежова, М.М.Загирова, М.М.Мухаметшина, Г.А.Орлова, И.Г.Плотникова.
Особую благодарность автор выражает всем сотрудникам кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ за поддержку и помощь в работе.
18 1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НАПРАВЛЕННОГО ВЫБОРА МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
АНОМАЛЬНЫХ НЕФТЕЙ
1Л. Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта
Эффективность эксплуатации скважин во многом зависит от фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП), являющейся
важнейшим соединительным звеном в единой гидродинамической системе «пласт-скважина». Как известно, это обстоятельство помимо строгого теоретического объяснения, исходя из законов гидромеханики нефтяного пласта [21, 32, 116], имеет и достаточное практическое подтверждение.
В ПЗП наиболее активно происходят физико-химические процессы (как природного, так и искусственного характера), приводящие к ухудшению фильтрационных характеристик горных пород и, как следствие, снижению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. В связи с этим проблема улучшения фильтрационных характеристик ПЗП является одной из актуальных проблем нефтяной отрасли.
Значительный вклад в решение проблемы сохранения и улучшения
фильтрационных характеристик нефтяного пласта и его призабойной зоны
внесли следующие ученые: Р.Х.Алмаев, И.М.Аметов, В.А.Амиян,
Ю.В.Антипин, АА.Ахметов, К.Б.Аширов, Ю.А.Балакиров, В.А.Блажевич, А.И.Булатов, М.Д.Валеев, Ш.И.Валеев, Ю.Г.Валишин, Г.Г.Вахитов, К.М.Гарифов, Ш.К.Гиматудинов, А.Т.Горбунов, В.В.Девликамов, Р.Н.Дияшев, Ю.В.Желтов, Ю.В.Зейгман, Л.Х.Ибрагимов, Р.К.Ишкаев, А.Г.Ковалев, А.П.Крылов, Н.И.Крысин, Ю.С.Кузнецов, В.Ф.Лесничий, Л.Е.Ленченкова, Е.В.Лозин, М.Р.Мавлютов, В.П.Максимов, Р.А.Максутов, И.Л.Мархасин, А.Х.Мирзаджанзаде, Н.Н.Михайлов, И.Т.Мищенко, М.Х.Мусабиров,
19
Р.Х.Муслимов, Г.А.Орлов, Н.И.Рылов, Ф.Л.Саяхов, Е.Н.Сафонов,
В.А.Сидоровский, Э.М.Симкин, М.Л.Сургучев, А.Г.Телин, М.А.Токарев,
В.Г.Уметбаев, Р.Н.Фахретдинов, АЛ.Хавкин, Н.И.Хисамутдинов,
Н.М.Шерстнев, И.Г.Юсупов и др.
Анализ результатов выполненных исследований в этой области показывает, что факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, можно условно разделить на две группы:
естественные (природные);
искусственные.
К естественным (или природным) относятся факторы, обусловленные самим процессом извлечения нефти из пласта при изменении пластовых условий (например, уменьшение нефтепроницаемости ПЗП добывающих скважин происходит за счет увеличения водонасыщенности и гидрофилизации породы, а также роста капиллярных сил в процессе естественного обводнения пласта; в результате образования органических и неорганических отложений и др.) [327, 351-353].
К факторам искусственного характера относятся факторы, обусловленные техногенным воздействием на ПЗП при бурении и эксплуатации скважин. Ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство, а также образования в нем различных загрязняющих веществ (твердых, жидких и вязкопластичных) при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением, цементировании скважины, вторичном вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения скважины, при последующей ее эксплуатации и ремонтах [1, 3-6, 12, 13, 17, 19, 45, 48, 50, 51, 57, 68, 69, 85, 97, 99, 105, 106, 119, 122, 123, 131, 134, 139, 144, 159, 181, 182, 185-188,252, 261,263,264,326,328,332,380].
Основными факторами ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП в добывающих скважинах считаются следующие:
при бурении скважин
проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе [3, 5, 85, 188, 328] и, как следствие, снижение фазовой проницаемости пород по нефти, набухание содержащихся в породах глинистых частиц, образование вязких эмульсий и малорастворимых осадков в порах породы при смешении с пластовыми флюидами;
проникновение твердой фазы бурового и цементного растворов и закупоривание ими поровых каналов [5, 69, 261, 263, 264];
при вторичном вскрытии пласта, эксплуатации и ремонтах скважин
проникновение технологических жидкостей (перфорационных, промывочных и жидкостей глушения) на водной основе [4, 5, 45, 48, 57, 99, 106, 181] и, как следствие, снижение фазовой проницаемости пород по нефти, набухание содержащихся в породах глинистых частиц, образование вязких водонефтяных эмульсий и малорастворимых осадков в порах породы при смешении с пластовыми флюидами;
проникновение мехпримесеи и продуктов коррозии металла при глушении или промывке скважины и закупоривание ими поровых каналов [45, 57, 139, 181];
образование органических и неорганических отложений в пористой среде пород (АСПО и солей) при изменении термобарических пластовых условий [9, 40, 70, 338].
Что касается нагнетательных скважин, то для них выделяют следующие факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП [186]:
набухание содержащихся в породах глинистых частиц при контакте с закачиваемой пресной водой;
проникновение мехпримесеи и продуктов коррозии металла с закачиваемой водой и закупоривание ими поровых каналов;
кольматация ПЗП твердой фазой промывочной жидкости при ремонтах скважин;
образование органических и неорганических отложений в пористой
среде пород (АСПО и солей) при нарушении в пласте химического
равновесия и изменении термобарических условий;
повышенная остаточная нефтенасыщенность в ПЗП скважин,
переведенных из добывающего фонда под нагнетание.
Борьба с вышеперечисленными факторами ведется по двум направлениям:
профилактика (или предупреждение) ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП;
улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
Для реализации первого из этих направлений применяют различные технические средства и технологические способы, предотвращающие проникновение в ПЗП или образование там загрязняющих веществ (бурение, цементирование и глушение скважин при пониженных давлениях; применение забойных отсекателей; использование технологических жидкостей, совместимых с горной породой и пластовыми флюидами, и др.). Второе направление предусматривает проведение специальных обработок ПЗП.
Особую актуальность, на наш взгляд, проблема улучшения фильтрационных характеристик ПЗП приобретает при разработке залежей аномальных (неньютоновских) нефтей [84, 162, 163], отличающихся повышенным содержанием структурообразующих компонентов - асфальтенов и парафинов. Наличие этих компонентов в нефти придает последней особые реологические (структурно-механические) и тиксотропные свойства, выраженные соответственно в проявлении аномалий вязкости при движении и росте вязкости в состоянии покоя. Это обстоятельство, безусловно, является дополнительным фактором, ухудшающим фильтрационные характеристики ПЗП на залежах аномальных нефтей. Кроме того, очевидно, что с ростом содержания в нефти асфальтенов и парафинов, являющихся природными поверхностно-активными веществами, возрастает вероятность проявления и уровень влияния двух других, ранее упоминавшихся негативных факторов -
22 образование в призабойной зоне пласта АСПО и вязких водонефтяных
эмульсий.
Актуальность обсуждаемой проблемы для разработки залежей аномальных нефтей подтверждается их распространенностью среди нефтяных месторождений. В работах [49, 350] проанализированы и классифицированы по содержанию в нефти асфальтенов и парафинов 754 нефтяные залежи б.СССР. В табл.1 Л приведены данные о распределении этих залежей по содержанию в нефти асфальтенов и парафинов (по сведениям [49, 350]). При этом залежи нефти по содержанию парафинов были распределены по общепринятой классификации, а по содержанию асфальтенов — на основании результатов реологических исследований пластовых нефтей, в соответствии с интенсивностью проявления ими аномально-вязких (неньютоновских) свойств. Предыдущими исследованиями [84] было установлено, что эти свойства у пластовых нефтей становятся заметными при содержании в них асфальтенов более 1%. У парафиносодержащих нефтей аномально-вязкие свойства проявляются при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти парафином.
Таблица 1.1 Распределение залежей нефти по содержанию в ней
асфальтенов и парафинов (по сведениям [49, 350])
Анализ данных табл. 1.1 позволяет сделать вывод, что разработка около 90% этих нефтяных залежей в той или иной степени будет осложнена проявлением аномалий вязкости пластовой нефти, а нефти около 50% этих залежей можно отнести к категории «аномальных»: как по составу (ввиду
23 повышенного содержания асфальтенов и парафинов - свыше 1% и 1,5% соответственно), так и по высокому уровню проявления аномально-вязких свойств. По тем же сведениям [49, 350] среди залежей нефти с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов наибольшую долю составляют залежи в девонских и каменноугольных отложениях - основных объектах разработки Волго-Уральского региона.
Из выше отмеченного следует, что при решении проблемы улучшения фильтрационных характеристик ПЗП на залежах аномальных нефтей необходимо учитывать особые реологические свойства этих нефтей как один из основных, значимых факторов и находить способы уменьшения его влияния.
1.2. Особенности процесса фильтрации аномальной пластовой
нефти
Многочисленными исследованиями показано, что нефти, отличающиеся большим содержанием асфальтенов, смол и парафинов, обладают структурно-механическими свойствами. Их фильтрация в пористой среде сопровождается отклонениями от законов Ньютона и Дарси. Вязкость и подвижность таких нефтей являются переменными величинами, зависящими от действующих напряжений сдвига и градиентов давления, действующих напряжений сдвига. Поэтому их называют аномальными или неньютоновскими [84, 163].
Известно, что при температурах ниже температуры кристаллизации парафинов в нефти последняя обладает структурно-механическими свойствами [84, 163]. При этом пространственную структуру (кристаллизационного типа) в нефти образуют кристаллики парафинов.
Кроме парафинов структуру в нефти могут образовывать наиболее высокомолекулярные ее компоненты - асфальтены. Трудами [262, 383, 397, 404, 405] показано, что асфальтеносодержащие нефти являются лиофильными коллоидными системами. Дисперсная фаза этих систем представлена асфальтенами, дисперсионная среда - смолами и жидкими углеводородами.
24 Молекулы асфальтенов склонны к ассоциированию с образованием мицелл -частиц, характерных для коллоидных систем. Эти частицы стабилизированы сольватными слоями, состоящими из ароматических, нафтеновых углеводородов и смол. Электрический заряд асфальтеновых частиц очень мал [395]. Поэтому его роль в стабилизации частиц небольшая. Основной стабилизирующий фактор асфальтеновой частицы - сольватная оболочка.
Степень дисперсности асфальтенов зависит от состава дисперсионной среды, поэтому размеры асфальтеновых частиц могут изменяться в широких пределах. По сведениям различных авторов [262, 395, 397, 404-406] размеры частиц асфальтенов, высаженных из нефти, составляют от десятков до сотен ангстрем.
Асфальтены лиофильны по отношению к ароматическим и нафтеновым углеводородам [224, 251, 262]. При добавлении этих углеводородов к дисперсной системе наблюдается пептизация асфальтенов (увеличение степени дисперсности их частиц). По отношению к парафиновым углеводородам происходит десорбция ароматических и нафтеновых углеводородов с поверхности асфальтеновых частиц. Сольватные слои вокруг частиц утончаются. Их стабилизирующее действие снижается, и асфальтены коагулируют.
Между частицами асфальтенов в нефти действуют молекулярные ван-дер-ваальсовы силы притяжения. Благодаря этим силам асфальтены в нефти образуют пространственную структуру коагуляционного типа. Эту структуру нельзя рассматривать как какой-то жесткий пространственный каркас. Частицы асфальтенов в нефти находятся в хаотическом броуновском движении и между ними нет постоянных связей. Поэтому термин «структура» для нефти довольно условен. Более правильно, на наш взгляд, пользоваться представлениями о так называемых циботаксических или мгновенно возникающих и разрушающихся структурах [164]. Согласно этим представлениям для нефти характерно наличие периодической структурной сетки, в которой одновременно протекают два процесса - разрушение и восстановление. Прочность такой структурной
25 сетки зависит от баланса сил, действующих на ее элементы. Если разрывающие усилия, создаваемые за счет приложенных напряжений сдвига, превышают величину сил взаимодействия между частицами асфальтенов, то говорят, что
структура в нефти разрушена. Ниже определенных для данной системы величин напряжений сдвига силы взаимодействия начинают превышать величину разрывающих усилий. При этом структура в нефти восстанавливается. В дальнейшем при рассмотрении реологических свойств нефтей и нефтепродуктов будем пользоваться, в основном, терминологией, предложенной ПА.Ребиндером и его школой.
Реологические исследования асфальтеносодержащих нефтей позволили обнаружить у них структурно-механические свойства, характерные для многих коллоидных систем [65, 84, 368, 384, 389]. В.В.Девликамов, З.А.Хабибуллин и М.М.Кабиров [84] показали, что в пластовых условиях основными структурообразующими компонентами нефтей являются частицы асфальтенов, так как для большинства месторождений пластовая температура превышает температуру кристаллизации парафинов. Установлены зависимости структурно-механических свойств нефти от содержания в ней асфальтенов и смол, содержания и состава растворенного газа, а также от температуры и давления.
Характерной особенностью структурированной нефти являются аномалии ее вязкости. При больших напряжениях сдвига, когда структура в нефти полностью разрушена, вязкость наименьшая и постоянная. С уменьшением напряжений сдвига структура постепенно восстанавливается, отчего вязкость нефти растет и достигает своего наибольшего значения, Аномалии вязкости обусловливают переменную подвижность нефти при ее течении и фильтрации. Дія оценки аномалий вязкости нефти необходимо знать ее основные реологические параметры. Это позволит наиболее полно учесть особенности ее фильтрации в продуктивном пласте.
В настоящее время для реологических исследований дегазированных нефтей и нефтепродуктов чаще всего используют ротационные вискозиметры
26 (типа РЕОТЕСТ-2). Они позволяют проводить реологические исследования в достаточно широком диапазоне скоростей и напряжений сдвига и определять основные реологические параметры жидкостей при различных температурах (так как снабжены специальной системой термостатирования).
К сожалению, ротационные приборы не пригодны для проведения реологических исследований газо насыщенных пластовых нефтей при высоких избыточных давлениях, а большинство из известных и предназначенных для этих целей капиллярных приборов, обладая недостаточной чувствительностью, не позволяет получить полную реологическую кривую исследуемых нефтей и определить их реологические параметры при малых скоростях сдвига.
Реологические свойства пластовых нефтей необходимо изучать на специальных установках, в которых моделируются пластовые условия. Такие установки должны позволять исследовать газосодержащую нефть при таких скоростях и напряжениях сдвига, которые имеют место в пласте.
Установка, наиболее полно отвечающая перечисленным выше требованиям, была сконструирована в Уфимском государственном нефтяном техническом университете (УГНТУ) на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» [84, 211, 241]. Эта установка позволяет исследовать реологические и фильтрационные свойства пластовых нефтей при высоких статических давлениях в широком диапазоне скоростей сдвига и фильтрации.
Установка УГНТУ смонтирована на базе установки по исследованию проницаемости кернов УИПК-1М [127], в конструкцию которой внесен ряд изменений [84, 211, 241]. Дополнительно установлены: узел капилляра, два измерительных пресса, два редуктора, жидкостный дифференциальный манометр компенсационного типа, четыре разделительные колонки, кернодержатели, вентили высокого давления, пружинные манометры и др. На рис. 1.1 приведена принципиальная схема установки конструкции УГНТУ (без приводной части), а в табл. 1.2 - ее техническая характеристика.
Установка состоит из следующих узлов и систем:
/7/7-3
Рис. 1.1. Схема установки УГНТУ для исследования реологических и фильтрационных свойств пластовых нефтей
to -J
Таблица 1.2 Техническая характеристика установки УГНТУ
медного капилляра с термостатированием (МК);
кернодержателей К-1 К-2 с термостатированием и гидрообжимом;
измерительных прессов Пр-1 и Пр-2 с электроприводом и узлом редукторов;
Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта
Эффективность эксплуатации скважин во многом зависит от фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП), являющейся важнейшим соединительным звеном в единой гидродинамической системе «пласт-скважина». Как известно, это обстоятельство помимо строгого теоретического объяснения, исходя из законов гидромеханики нефтяного пласта [21, 32, 116], имеет и достаточное практическое подтверждение. В ПЗП наиболее активно происходят физико-химические процессы (как природного, так и искусственного характера), приводящие к ухудшению фильтрационных характеристик горных пород и, как следствие, снижению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. В связи с этим проблема улучшения фильтрационных характеристик ПЗП является одной из актуальных проблем нефтяной отрасли. Значительный вклад в решение проблемы сохранения и улучшения фильтрационных характеристик нефтяного пласта и его призабойной зоны внесли следующие ученые: Р.Х.Алмаев, И.М.Аметов, В.А.Амиян, Ю.В.Антипин, АА.Ахметов, К.Б.Аширов, Ю.А.Балакиров, В.А.Блажевич, А.И.Булатов, М.Д.Валеев, Ш.И.Валеев, Ю.Г.Валишин, Г.Г.Вахитов, К.М.Гарифов, Ш.К.Гиматудинов, А.Т.Горбунов, В.В.Девликамов, Р.Н.Дияшев, Ю.В.Желтов, Ю.В.Зейгман, Л.Х.Ибрагимов, Р.К.Ишкаев, А.Г.Ковалев, А.П.Крылов, Н.И.Крысин, Ю.С.Кузнецов, В.Ф.Лесничий, Л.Е.Ленченкова, Е.В.Лозин, М.Р.Мавлютов, В.П.Максимов, Р.А.Максутов, И.Л.Мархасин, А.Х.Мирзаджанзаде, Н.Н.Михайлов, И.Т.Мищенко, М.Х.Мусабиров, Р.Х.Муслимов, Г.А.Орлов, Н.И.Рылов, Ф.Л.Саяхов, Е.Н.Сафонов, В.А.Сидоровский, Э.М.Симкин, М.Л.Сургучев, А.Г.Телин, М.А.Токарев, В.Г.Уметбаев, Р.Н.Фахретдинов, АЛ.Хавкин, Н.И.Хисамутдинов, Н.М.Шерстнев, И.Г.Юсупов и др. Анализ результатов выполненных исследований в этой области показывает, что факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, можно условно разделить на две группы: естественные (природные); искусственные. К естественным (или природным) относятся факторы, обусловленные самим процессом извлечения нефти из пласта при изменении пластовых условий (например, уменьшение нефтепроницаемости ПЗП добывающих скважин происходит за счет увеличения водонасыщенности и гидрофилизации породы, а также роста капиллярных сил в процессе естественного обводнения пласта; в результате образования органических и неорганических отложений и др.) [327, 351-353]. К факторам искусственного характера относятся факторы, обусловленные техногенным воздействием на ПЗП при бурении и эксплуатации скважин. Ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство, а также образования в нем различных загрязняющих веществ (твердых, жидких и вязкопластичных) при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением, цементировании скважины, вторичном вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения скважины, при последующей ее эксплуатации и ремонтах [1, 3-6, 12, 13, 17, 19, 45, 48, 50, 51, 57, 68, 69, 85, 97, 99, 105, 106, 119, 122, 123, 131, 134, 139, 144, 159, 181, 182, 185-188,252, 261,263,264,326,328,332,380]. Основными факторами ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП в добывающих скважинах считаются следующие: при бурении скважин проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе [3, 5, 85, 188, 328] и, как следствие, снижение фазовой проницаемости пород по нефти, набухание содержащихся в породах глинистых частиц, образование вязких эмульсий и малорастворимых осадков в порах породы при смешении с пластовыми флюидами; проникновение твердой фазы бурового и цементного растворов и закупоривание ими поровых каналов [5, 69, 261, 263, 264]; при вторичном вскрытии пласта, эксплуатации и ремонтах скважин проникновение технологических жидкостей (перфорационных, промывочных и жидкостей глушения) на водной основе [4, 5, 45, 48, 57, 99, 106, 181] и, как следствие, снижение фазовой проницаемости пород по нефти, набухание содержащихся в породах глинистых частиц, образование вязких водонефтяных эмульсий и малорастворимых осадков в порах породы при смешении с пластовыми флюидами; проникновение мехпримесеи и продуктов коррозии металла при глушении или промывке скважины и закупоривание ими поровых каналов [45, 57, 139, 181]; образование органических и неорганических отложений в пористой среде пород (АСПО и солей) при изменении термобарических пластовых условий [9, 40, 70, 338]. Что касается нагнетательных скважин, то для них выделяют следующие факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП [186]: набухание содержащихся в породах глинистых частиц при контакте с закачиваемой пресной водой; проникновение мехпримесеи и продуктов коррозии металла с закачиваемой водой и закупоривание ими поровых каналов; кольматация ПЗП твердой фазой промывочной жидкости при ремонтах скважин; образование органических и неорганических отложений в пористой среде пород (АСПО и солей) при нарушении в пласте химического равновесия и изменении термобарических условий; повышенная остаточная нефтенасыщенность в ПЗП скважин, переведенных из добывающего фонда под нагнетание. Борьба с вышеперечисленными факторами ведется по двум направлениям: профилактика (или предупреждение) ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП; улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
Для реализации первого из этих направлений применяют различные технические средства и технологические способы, предотвращающие проникновение в ПЗП или образование там загрязняющих веществ (бурение, цементирование и глушение скважин при пониженных давлениях; применение забойных отсекателей; использование технологических жидкостей, совместимых с горной породой и пластовыми флюидами, и др.). Второе направление предусматривает проведение специальных обработок ПЗП.
Особую актуальность, на наш взгляд, проблема улучшения фильтрационных характеристик ПЗП приобретает при разработке залежей аномальных (неньютоновских) нефтей [84, 162, 163], отличающихся повышенным содержанием структурообразующих компонентов - асфальтенов и парафинов. Наличие этих компонентов в нефти придает последней особые реологические (структурно-механические) и тиксотропные свойства, выраженные соответственно в проявлении аномалий вязкости при движении и росте вязкости в состоянии покоя. Это обстоятельство, безусловно, является дополнительным фактором, ухудшающим фильтрационные характеристики ПЗП на залежах аномальных нефтей. Кроме того, очевидно, что с ростом содержания в нефти асфальтенов и парафинов, являющихся природными поверхностно-активными веществами, возрастает вероятность проявления и уровень влияния двух других, ранее упоминавшихся негативных факторов.
Влияние ПАВ на реологические и фильтрационные свойства нефтей
Нами исследовано влияние некоторых из широко применяемых на нефтяных промыслах неионогенных ПАВ (оксиэтилированных алкилфенолов -ОП-10 и ОП-4; блоксополимеров окисей этилена и пропилена - сепаролов; оксиэтилированных жирных спиртов - неонолов; оксиэтилированных и оксипропилированных оксиспиртов - ноналов) на реологические и фильтрационные свойства высокосмолистых нефтей (с содержанием асфальтенов до 7 % мае.) из некоторых месторождений Башкортостана. Опыты велись на модернизированной установке конструкции УГНТУ [84, 211, 241] в широком диапазоне скоростей и напряжений сдвига (скоростей фильтрации и градиентов давления) при давлении 10 МПа и температуре 25С, превышающей на 7С температуру насыщения нефти парафином. Реологические и фильтрационные параметры нефти измеряли при ее течении через капилляр и фильтрации через образцы естественных горных пород, отобранных из продуктивных пластов. Методика и аппаратура исследований описаны в [84, 211, 241]. Были определены основные реологические и фильтрационные параметры нефти: предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС), градиент динамического давления сдвига (ГДДС), эффективные вязкость и подвижность при различных скоростях сдвига и скоростях фильтрации, рассчитаны индекс аномалий вязкости (ИАВ) нефти -отношение вязкости нефти с неразрушенной структурой к вязкости нефти с практически разрушенной структурой и индекс аномалий подвижности (ИАП) нефти - отношение подвижности нефти с практически разрушенной структурой к подвижности нефти с неразрушенной структурой. Результаты этих исследований подробно описаны в наших работах [75-79, 227, 229]. Выполненными исследованиями установлено, что неионогенные ПАВ типа оксиэтилированных алкилфенолов (ОП-4, ОП-10), блоксополимеров окисей этилена и пропилена (сепароли), оксиэтилированных жирных спиртов (неонолы), оксиэтилированных и оксипропилированных оксиспиртов (ноналы), непосредственно введенные или перешедшие в нефть путем диффузии из водных растворов, подавляют аномалии ее вязкости, в результате чего реологические свойства нефти приближаются к свойствам ньютоновской жидкости, улучшаются условия ее фильтрации в пористой среде, увеличивается коэффициент вытеснения нефти из образцов горной породы. Кроме того, введение в нефть ПАВ приводит к ослаблению ее тиксотропных свойств, то есть снижает способность пространственной структуры нефти к тиксотропному упрочнению.
В табл.2.1 приведены результаты исследований влияния водного раствора ОП-10 на реологические и фильтрационные параметры пластовой нефти скв.7950 Арланского месторождения. Перед исследованиями две пробы нефти параллельно выдерживали в течение 20 суток в контакте с 0,1%-ным водным раствором ОП-10 и дистиллированной водой. Из табл.2.1 видно, что после контакта с водным раствором ПАВ уменьшаются ПДНС, ГДДС, ИАВ и ИАП нефти; наблюдается резкое ослабление ее тиксотропных свойств. В этом случае при длительном перерыве в фильтрации у нефти, бывшей в контакте с раствором ПАВ, не так сильно растет вязкость и снижается подвижность.
Подобные опыты проводили с нефтями других месторождений Башкортостана (Таймурзинского, Исанбаевского, Сергеевского) и другими типами ПАВ. Были получены аналогичные результаты [75, 229] (см. табл.2.2).
Все исследованные нами неионогенные ПАВ (ОП-4, ОП-10, сепарол-29, неонол 2В-13-17-12, нонал ДАР-18, неонол АФ9-12) представляют собой широкие фракции или смеси поверхностно-активных компонентов, отличающихся друг от друга молекулярной массой, поверхностной активностью, растворимостью в полярных и неполярных средах, диффузионными свойствами. Так, например, ОП-10 представляет собой смесь полимергомологов оксиэтилированных алкилфенолов с различным числом оксиэтиленовых групп в молекуле. Преобладают в этой смеси полимергомологи с 10 оксиэтиленовыми группами. Но в смеси содержится довольно много (до 30 %) полимергомологов с числом оксиэтиленовых групп до 7, которые хорошо растворяются в нефти. При контакте нефти с водными растворами ОП-10 эти нефтерастворимые поверхностно-активные компоненты способны диффундировать из растворов в нефть и, как показали результаты исследований, снижать аномалии ее вязкости.
Нами разработан новый состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт [311] с целью снижения аномалий вязкости пластовой нефти. Поставленная цель достигается тем, что разработанный состав, включающий водный раствор ОП-10, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ОП-4 при следующем соотношении компонентов, % мае:
Добавка ОП-4 к водному раствору ОП-10 приводит к увеличению концентрации нефтерастворимых поверхностно-активных компонентов, ответственных за снижение аномалий вязкости нефти. Результаты исследований показали, что водные растворы ОП-10, дополнительно содержащие ОП-4, сильнее снижают аномалии вязкости нефти, чем водный раствор ОП-10 без этой добавки. Так, например, если водный раствор ОП-10 0,05%-ной концентрации снижает такие реологические параметры нефти как ПДНС и ИАВ в среднем на 30%, то предлагаемый водный раствор ПАВ - на 40...60%.
Причины образования и способы удаления АСПО в призабойной зоне пласта
Одним из факторов, снижающих эффективность эксплуатации скважин на залежах аномальных нефтей, является образование АСПО в скважинном оборудовании и призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП). Несмотря на то, что основные исследования, посвященные изучению условий и механизма образования АСПО в технологических процессах добычи нефти, были выполнены 30...40 лет тому назад, проблема борьбы с АСПО не потеряла своей актуальности и в настоящее время. Это связано со вступлением большинства нефтяных месторождений страны в позднюю стадию разработки, характеризующуюся благоприятными условиями для образования АСПО - высокой обводненностью продукции скважин и низкими забойными давлениями [338].
Некоторые представления об актуальности проблемы борьбы с АСПО в добыче нефти (на примере АПК «Башнефть») можно получить из табл.3.1.
Заметный вклад в решение проблемы борьбы с АСПО в добыче нефти внесли отечественные ученые: Р.А.Абдуллин, А.А.Абрамзон, Г.А.Бабалян, Л.Ф.Волков, П.П.Галонский, Ш.С.Гарифуллин, С.Н.Головко, А.И.Гужов, М.Ю.Доломатов, Н.Г.Ибрагимов, Я.М.Каган, А.И.Комиссаров, С.Ф.Люшин, Б.А.Мазепа, Р.А.Максутов, Т.М.Мамедов, И.Т.Мищенко, В.Ф.Нежевенко, Н.Н.Непримеров, В.А.Рагулин, В.А.Рассказов, Ю.В.Ревизский, З.А.Ростэ, В.А.Сахаров, Ф.Л.Саяхов, В.В.Сизая, Б.М.Сучков, А.Г.Телин, В.П.Тронов, З.А.Хабибуллин, Н.И.Хисамутдинов, Ю.В.Шамрай, Д.М.Шейх-Али и др.
В соответствии с общепринятыми воззрениями на механизм образования АСПО при добыче нефти эти отложения образуются в ПЗП и скважинном оборудовании при изменении термобарических условий и разгазировании нефти. При снижении температуры до температуры насыщения нефти парафином и разгазировании нефти первоначально происходит образование кристаллов парафина, которые служат центрами последующей его кристаллизации, выпадения из нефти и осаждения на твердой поверхности. Одновременно с парафином происходит отложение асфальтосмолистых веществ (АСВ), песка, механических примесей, кристаллов неорганических солей. Все это придает АСПО определенную прочность, затрудняющую процесс их удаления.
Состав и прочность АСПО зависят, в первую очередь, от состава и свойств пластовых флюидов, геолого-физических и технологических условий разработки конкретного нефтяного месторождения. Состав АСПО при добыче нефти в основном представлен следующими компонентами [266]: 40...60% твердого парафина и менее 10% микрокристаллического парафина, 10...56% смол и асфальтенов, воды, песка и неорганических солей.
Образование АСПО в продуктивном пласте может происходить в результате заводнения нефтяной залежи путем закачки холодной воды. В работах [137, 189, 312, 333, 334] на примере нефтяных месторождений Волго-Уральского региона, Западной Сибири и Западного Казахстана показано существенное снижение (по сравнению с начальной пластовой) температуры на забое нагнетательных скважин (до и ниже температуры насыщения нефти парафином) при закачке в продуктивный пласт холодной воды. Так, например, по данным [349] при закачке поверхностных вод на Арланском (Башкортостан) и Ромашкинском (Татарстан) месторождениях температура на забое нагнетательных скважин оказывается ниже начальной пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином соответственно на 14...25 и 4...17 К. Последнее обстоятельство ведет к появлению в нефти новой твердообразной фазы - кристаллического парафина в смеси с АСВ, что существенно ухудшает реологические свойства и фильтрацию нефти в пласте. Кроме того, авторы [156, 205, 334] показали, что в призабойной зоне добывающих скважин также возможно выпадение твердой фазы при незначительном снижении температуры из-за разгазирования нефти.
В литературе содержится достаточно много сведений об особенностях продвижения фронта охлаждения вглубь нефтяного пласта при его заводнении. По данным [34, 118, 157, 158, 189, 193, 202, 399] радиус зоны охлаждения вокруг нагнетательной скважины может достигать от нескольких десятков до 200...400 метров.
В работах [70, 338] убедительно показано, что изменение физико-химических свойств добываемой продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений (увеличение содержания АСВ, парафинов и как следствие увеличение температуры насыщения нефти парафином) приводит к обострению проблемы борьбы с АСПО. По результатам термометрии скважин Абрахмановской площади Ромашкинского месторождения выявлено, что более 50% добывающих скважин с интервалом перфорации 1600... 1700м имеют забойную температуру меньше температуры насыщения нефти парафином, что обусловливает возможность образования АСПО в призабойной зоне этих скважин.
Обзор литературных данных по проблеме борьбы с АСПО в добыче нефти, позволяет сделать вывод о том, что наиболее интенсивное образование АСПО в продуктивном пласте происходит в призабойной зоне как нагнетательных, так и добывающих скважин. Очевидно, в этих условиях для повышения эффективности эксплуатации скважин (увеличения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих) необходимо применение специальных методов борьбы с АСПО.
Осложнения при добыче сероводородсодержащих нефтей и борьба с ними
СВБ первоначально заносятся в продуктивный нефтяной пласт при разбуривании месторождения вместе с промывочной жидкостью, а также при его вторичном вскрытии вместе с перфорационной жидкостью. В процессе дальнейшей эксплуатации микробиологическая зараженность месторождения интенсифицируется за счет закачки в пласт для ППД больших объемов воды, а также в результате проникновения водных составов жидкостей глушения скважин (ЖГС) в призабойную зону добывающих скважин при их подземном ремонте. Многочисленными исследованиями показано, что в продуктивном нефтяном пласте можно выделить две области активного развития сульфатредукции (области биоценоза): одну вокруг нагнетательной скважины -область заиливания пласта, происходящего за счет взвешенных частиц в составе закачиваемой воды, и другую вокруг добывающей скважины — область проникновения промывочной, перфорационной и других технологических жидкостей (например, ЖГС) в процессах бурения, вторичного вскрытия пласта и последующей эксплуатации скважины. Время появления биогенного сероводорода в продукции нефтяных скважин зависит от длительности формирования биоценоза в призабойных зонах скважин, зависящей в свою очередь от целого ряда геолого-физических, геохимических, биологических и технологических условий разработки месторождения, и может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В работах [30, 35, 117, 128, 173, 174] на примере месторождений Башкортостана (Туймазинского, Арланского и др.), Татарстана (Ромашкинского), Западной Сибири (месторождений Нижневартовского региона) и других областей прослежена взаимосвязь между появлением сероводорода в продукции добывающих скважин и закачкой воды в системе ГТТТД: на начальной стадии разработки - пресных поверхностных вод, содержащих СВБ; на последующих стадиях разработки - опресненных сточных вод, содержащих помимо СВБ сульфаты и окисленные продукты нефти.
По результатам исследований активности микрофлоры нефтяных месторождений в зависимости от стадии разработки месторождений в работе [58] показано, что расстояние между скважинами и интенсивность отбора нефти из них не влияют на ход распространения бактерий в залежи. Основным фактором, определяющим их распространение, является проницаемость коллектора в различных направлениях пласта. Однако в работе [30] на примере заводнения участков Самотлорского месторождения речной водой показано, что сероводород в продукции добывающих скважин появился через 1,7...5 лет в зависимости от темпов разработки.
В результате анализа имеющихся сведений о микробиологической зараженности различных нефтяных месторождений складывается следующая картина образования биогенного сероводорода в продуктивных пластах. При разработке нефтяного месторождения возможны два пути поступления СВБ в продуктивный пласт: через добывающие (при первичном и вторичном вскрытии пласта и подземных ремонтах) и нагнетательные скважины. Однако на начальной стадии разработки ввиду малого объема проникновения промывочных и технологических жидкостей в призабойную зону добывающих скважин, низкой обводненности нефти, высокой минерализации пластовой воды и при больших дебитах призабойная зона этих скважин вряд ли может рассматриваться как область активного развития сульфатредукции. Очевидно, основной путь поступления СВБ в нефтяной пласт начинается с нагнетательных скважин вместе с закачиваемыми поверхностными водами.
На первых порах колонии СВБ задерживаются в пористой среде пород призабойной зоны нагнетательных скважин, формируя здесь свой биоценоз в симбиозе с УОБ, а затем начинают поставлять в нефтяной пласт H2S и С02. В работе [379] на основе результатов исследований, выполненных на скважинах
Арланского нефтяного месторождения, предложены формулы для расчета радиуса и объема зоны активной сульфатредукции с учетом приемистости скважин, проницаемости и пористости пласта. Считается, что активное развитие бактерий в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин происходит в радиусе 3...5 метров. В дальнейшем через призабойную зону нагнетательных скважин в нефтяной пласт вместе с закачиваемой водой начинают проникать так называемые планктонные формы СВБ, находящиеся в неактивном состоянии. При закреплении на твердой и пористой поверхности нефтяного пласта в контакте с пригодными для питания примесями окисленной нефти, поступающими вместе с закачиваемой водой планктонные СВБ трансформируются в так называемую адгезионную форму, когда они очень активны, способны быстро размножаться и формировать сообщества бактерий или биоценозы. С этого момента в первую очередь в нефтяном газе, а затем и в добываемой пластовой жидкости начинают отмечаться следы сероводорода.
На следующей стадии разработки месторождения, когда наряду с наземными водами, закачиваемыми в пласт, появляются сточные воды промыслов, наступает второй и, по-видимому, основной этап активизации СВБ и их расселения в системе «пласт-скважина-наземное оборудование». В этих водах жизнедеятельность СВБ наиболее активна из-за благоприятных биохимических свойств сточных вод. Во-первых, они в значительной мере уже опреснены. Во-вторых, они содержат примеси нефти и следы кислорода, попадающие в систему утилизации сточных вод из-за ее негерметичности, В-третьих, твердая поверхность металла в трубах и емкостях системы сбора и подготовки скважинной продукции способствует адгезии СВБ и формированию многочисленных "сообществ и биоценозов, а ионы железа катализируют процесс их жизнедеятельности. Наступает период активного насыщения сероводородом сточной воды и пластовой жидкости, находящихся в кругообороте нефтедобычи.
В работах [22, 246-248] приводятся данные об интенсивности бактериального процесса сульфатредукции на различных нефтяных месторождениях в зависимости от зараженности, наличия сульфатов и других факторов. Эти данные можно использовать для прогнозирования загрязнения нефтяных месторождений биогенным сероводородом. Так, в работе [220] приводятся результаты прогнозного расчета образования биогенного сероводорода на Кушкульском месторождении Башкортостана.
Наличие основных видов микроорганизмов в закачиваемых и добываемых водах при разработке нефтяных месторождений свидетельствует об их распространенности по всей системе «пласт-скважина-наземное оборудование». Результаты исследований показывают, что процесс сульфатредукции продолжается и в системе сбора и подготовки скважинной продукции, причем особенно интенсивно в зонах скопления водной фазы коллекторов и емкостей нефтесбора. Так, например, если в водной фазе добывающих скважин содержится до I03 кл/см СВБ, то в воде из резервуаров системы подготовки скважинной продукции их количество может достигать 104...105 кл/см3. Особенно большое количество СВБ обнаруживается в пробах осадка, содержащего также тонкодисперсную взвесь сульфидов железа [356].
Дополнительный вклад в активизацию сульфатредукции и образование биогенного сероводорода в нефтяном пласте может вносить использование в различных технологических процессах добычи нефти химических реагентов. В работах [358-360] показано, что некоторые из них (некоторые типы ПАВ и композиций на их основе, полимеров, ингибиторов коррозии, деэмульгаторов и других веществ) вызывают нежелательное стимулирование сульфатредукции. Степень стимулирования сульфатредукции в обычных технологических дозировках этих реагентов может достигать 25.. .30%.
