Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Применение смесей ПАВ и полимеров в нефтедобыче
Глава 2 Обоснование требований к смесям на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров применительно к технологическим операциям нефтедобычи
2.1 Основные характеристики разрабатываемых смесей на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров
2.1.1 Критическая концентрация мицеллообразования (ККМ)
2.1.2 Поверхностное и межфазное натяжение
2.1.3 Поверхностная активность
2.1.4 Совместимость с пластовой и закачиваемой в пласт водой
2.1.5 Смачивающая способность
2.1.6 Коррозионная характеристика
2.2 Требования к товарным формам композиции ПАВ
Глава 3 Исследование и разработка полимерсодержащих композиций ПАВ применительно к условиям месторождения Узень
3.1 Экспериментальные исследования
3.1.1 Влияние физико-химических свойств нефти на проявление осложняющих факторов
3.1.2 Реологические особенности поведения нефти месторождения Узень
3.2 Физико-химические и реологические исследования с целью разработки оптимальных рецептур смесей на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров
3.2.1 Исследования реологических характеристик нефти с добавками многофункциональных, полимерсодержащих, водорастворимых композиций ПАВ
3.2.2 Поверхностное натяжение и критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) многофункциональных, полимерсодержащих, водорастворимых композиций ПАВ 58
3.2.3 Исследование моющих и ингибирующих свойств полимерсодержащих, многофункциональных композиций ПАВ 64
3.2.3.1 Экспериментальные исследования по отмыву АСПО 65
3.2.3.2 Ингибирование асфальто-смоло-парафиновых отложений 73
3.2.4 Изменение значения коэффициента светопоглощения нефти и АСПО при использовании полимерсодержащих, многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ в качестве отмывающего и ингибирующего средства 78
3.3 Исследование влияния многофункциональных, полимерсодержащих, водорастворимых ПАВ на гидравлические характеристики при трубопроводном транспорте нефти 81
3.4 Экспериментальная оценка эффективности применения полимерсодержащих многофункциональных композиций ПАВ при воздействии на прискважинную зону пласта 88
3.5 Взаимодействие водных растворов полимерсодержащих композиций с глинистой фазой, содержащейся в пласте 102
3.6 Разработка методики приготовления водорастворимых многофункциональных полимеросодержащих композиций ПАВ 110
Глава 4 Промысловые испытания разработанной многофункциональной водорастворимой полимерсодержащей композиции ПАВ (ПМК) в различных технологических операциях добычи нефти и оценка ее эффективности 113
4.1 Методы оценки технологической эффективности применения ПМК 113
4.2 Предотвращение образования АСПО в глубинно-насосных скважинах 116
4.3 Дозирование ПМК в нефтесборные трубопроводы
4.4 Обработка призабойной зоны пласта многофункциональнойполимерсодержащей композицией ПМК 122
Основные результаты и выводы 129
Заключение 131
Литература 133
Принятые в работе сокращения и обозначения 139
- Основные характеристики разрабатываемых смесей на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров
- Физико-химические и реологические исследования с целью разработки оптимальных рецептур смесей на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров
- Изменение значения коэффициента светопоглощения нефти и АСПО при использовании полимерсодержащих, многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ в качестве отмывающего и ингибирующего средства
- Обработка призабойной зоны пласта многофункциональнойполимерсодержащей композицией ПМК
Введение к работе
Актуальность проблемы. Одной из главных задач нефтедобывающей
промышленности на современном этапе ее развития остается интенсификация добычи углеводородов на освоенных и обустроенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и содержащих значительные остаточные запасы нефти.
При этом одной из основных тенденций развития нефтяной промышленности является увеличение добычи тяжелых нефтей с аномальными свойствами, запасы которых весьма значительны. Процессы нефтедобычи в ряде случаев осложнены такими факторами, как отложения асфальто-смоло-парафиновых (АСП) компонентов и минеральных солей на пути движения продукции скважин от прискважинной зоны до объектов подготовки нефти, проявление структурно-механических свойств добываемой нефти, образование стойких высоковязких водонефтяных эмульсий.
Отложения снижают фильтрационные характеристики пласта, закупоривают поры, уменьшают полезное сечение насосно-компрессорных труб (НКТ) и, как следствие, значительно снижают добычу нефти, увеличивают расход электроэнергии при механизированном способе добычи, приводят к повышенному износу оборудования.
При добыче асфальто-смоло-парафинистой нефти перечисленные осложняющие факторы могут зачастую действовать одновременно, что определяет необходимость комплексного подхода для устранения их негативного влияния. Возникает необходимость одновременного предотвращения указанных осложнений. Применение реагентов индивидуального действия не всегда оказывается эффективным, как по технологическим причинам, так и из-за того, что эти реагенты бывают часто несовместимы в одном технологическом процессе с другими реагентами. Кроме того, применение реагентов, не обладающих комплексностью действия, приводит к существенным материальным и трудовым затратам.
При этом большое значение имеет правильный выбор способов, методов и средств воздействия для интенсификации разработки нефтяных залежей, применение которых обеспечивает полноту извлечения нефти.
В этой связи возникла необходимость разработки новых многофункциональных композиций, предназначенных для ингибирования и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), предотвращения отложений минеральных солей и снижения гидравлических сопротивлений при добыче высоковязкой высокопарафинистой обводненной нефти.
Продукцией большинства месторождений Западного Казахстана (более 30) являются высокопарафинистые и вязкие нефти. К их числу относятся известные всему миру Узень, Жетыбай, Карамандыбас, нефти которых предельно насыщены растворенным в них парафином (до 26%), смолами и асфальтенами (до 20%) и содержат коррозионно-активные газы (H2S, С02).
Ранее, на месторождении Узень были испытаны и успешно внедрены многофункциональные, водорастворимые композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ) типа МЛ, применение которых позволяет локализовать или устранить несколько одновременно проявляющихся осложняющих факторов.
Большинство композиций ПАВ описываются вязкой реологической моделью, вследствие чего, их применение является недостаточного эффективным, в частности не обеспечивается полный охват воздействием всего вскрытого интервала пласта.
Разработка же систем на основе многофункциональных водорастворимых ПАВ с модифицированными реологическими характеристиками путем добавления к ним высокомолекулярных водорастворимых полимеров существенно расширяет спектр их использования. При этом создание рецептур многофункциональных, водорастворимых, полимерсодержащих композиций ПАВ, исследование их свойств и отработка технологий их применения является актуальной задачей. Решению этих задач и посвящена диссертационная работа.
Цель работы:
Обоснование, разработка и исследование эффективности ПАВ и полимеров, описываемых вязкоупругой реологической моделью, обеспечивающей повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин, операций воздействия на прискважинную зону пласта, технологических процессов внутрипромыслового сбора и транспорта продукции скважин для месторождений со сложными геолого-физическими условиями, находящихся на поздней стадии разработки, осложненных отложениями АСП -компонентов, минеральных солей, на основе применения многофункциональных, водорастворимых, полимерсодержащих композиций ПАВ.
Основные задачи исследований:
Обобщение опыта применения многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ и высокомолекулярных полимеров в технологических операциях нефтедобычи.
Обоснование областей эффективного применения полимерсодержащих, многофункциональных композиций ПАВ в технологических процессах добычи нефти при одновременном проявлении нескольких осложняющих факторов.
3. Разработка рецептур многофункциональных, водорастворимых,
полимерсодержащих композиций ПАВ применительно к технологическим процессам
добычи и транспорта нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии
разработки со сложными геолого-физическими условиями и аномальными свойствами
нефтей.
Экспериментальные исследования физико-химических характеристик многофункциональных, водорастворимых, полимерсодержащих композиций ПАВ и влияния их на реофизические параметры неньютоновских нефтей.
Промысловые испытания многофункциональных, водорастворимых, полимерсодержащих композиций ПАВ в различных технологических операциях добычи и транспорта нефти на месторождении ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз», оценка их технико-экономической эффективности.
Основные методы решения поставленных задач:
1. Теоретическое обобщение и экспертный анализ литературного материала и
промысловых данных.
Постановка и проведение экспериментальных исследований по разработке рецептур многофункциональных, водорастворимых, полимерсодержащих композиций ПАВ и адаптации их применительно к конкретным геолого-физическим условиям.
Рецептуры композиций ПАВ разработаны с использованием методов планирования многофакторного эксперимента.
4. Компоненты, входящие в состав разработанной полимерсодержащей композиции
ПАВ исследовались на экспериментальных установках с применением современных
методов анализа и измерительной техники.
5. Проведение промысловых экспериментов разработанных композиций
химреагентов методом натурных испытаний в конкретных промысловых условиях.
Научная новизна:
1. Разработана на уровне изобретения и защищена патентом РФ (патент РФ
№ 2001090) рецептура полимерсодержащей, многофункциональной, водорастворимой
композиции ПАВ (ПМК), описываемой реологической моделью вязкоупругой жидкости, и
предназначенной для ингибирования и удаления АСПО, ингибирования отложений
минеральных солей, снижения гидравлических сопротивлений и обработки прискважинной
зоны пласта.
Установлено, что разработанные рецептуры смесей проявляют синергетический эффект, выражающийся в том, что концентрация их мицеллообразования имеет меньшее значение, чем составляющие их компоненты.
Экспериментально доказано, что вытесняющие характеристики разработанных смесей существенно выше, чем водных растворов ПАВ, входящих в композицию.
Практическая ценность работы:
1. Внедрение разработанной композиции для обработки прискважинной зоны пласта добывающих скважин позволило значительно повысить коэффициент охвата неоднородного пласта воздействием.
2. Проведение промысловых экспериментов позволило повысить фильтрационные
характеристики пластов, улучшить очистку технологического оборудования от АСПО,
увеличить межремонтный период работы скважин, снизить гидравлические сопротивления
при транспорте добываемой продукции от забоя до нефтесборных пунктов.
3. В результате внедрения основных положений диссертационной работы по
созданию и практическому применению многофункциональных, водорастворимых,
полимерсодержащих композиций ПАВ на скважины и нефтяные пласты, на
месторождениях ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» суммарная дополнительная
добыча составила 100 000 т нефти.
Апробация работы:
Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались: на заседании Ученого Совета Уфимского государственного нефтяного технического университета (г. Уфа, республика Башкортостан); на заседаниях научно-технического совета ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» (г. Жана Узень, Республика Казахстан); на III Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пласта» (г. Москва, ОАО «ВНИИнефть»), на заседании Научно-технического Совета АО «Казахский институт нефти и газа» НК «КазМунайГаз» (г. Астана, Республика Казахстан), на заседании Научно-технического Совета АО «КазНИПИмунайгаз» (г. Актау, Республика Казахстан); на заседании секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть» (г. Москва).
Внедрение результатов исследований осуществлялось на месторождениях ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» Республики Казахстан.
Публикации:
По теме диссертационной работы автором опубликовано 11 работ, в том числе, 1 патент РФ, 10 статей и докладов, составлен руководящий документ на технологию применения ПМК. В изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК опубликовано 2 научные работы.
Структура и объем работы:
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, списка литературы, включающего 72 наименования. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 37 рисунков, 31 таблицу.
Автор выражает признательность сотрудникам ОАО «ВНИИнефть»
(г. Москва) за практические советы при проведении исследований, а также научным и инженерно - техническим работникам АО «КазНИПИмунайгаз» и ПФ «Озенмунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» за участие и помощь при практической реализации результатов исследований.
Основные характеристики разрабатываемых смесей на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров
Эксплуатация месторождений нефти, которые характеризуются неньютоновскими свойствами, осложняется из-за содержания в них значительного количества асфальто-смоло-парафиновых компонентов, определяющих их структурно - механические свойства, отрицательно влияющих на эффективность целого ряда технологических процессов нефтедобычи. Известно, что в некоторых случаях при эксплуатации месторождений неньютоновских нефтей коэффициент нефтеотдачи более чем в два раза ниже по сравнению с месторождениями ньютоновских нефтей.
Для повышения эффективности технологических операций нефтедобычи таких нефтей, наряду с созданием и совершенствованием технических средств, в нефтяной промышленности широкое распространение получило применение различных химических реагентов, полимеров, поверхностно - активных веществ и их композиций. Эффективность их применения для повышения нефтеотдачи пластов связывают в настоящее время, как в стране, так и за рубежом, с созданием на их основе композиций с необходимым комплексом свойств, подбираемым к конкретным геолого-физическим условиям месторождений.
Сырые нефти представлены комплексом неполярных и малополярных углеводородов - жидкими, твердыми или газообразными метановыми (алканы или парафины), нафтеновыми (цикланы), ароматическими или гибридными. Наряду с этими веществами в подавляющем большинстве нефтей в том или ином количестве содержатся полярные компоненты, которые в основном определяют их поверхностные и эмульгирующие свойства. К ним относятся кислородные (жирные, нафтеновые и высшие кислоты), сернистые (тиоалканы, тиофаны и т.д.), азотистые соединения, высокомолекулярные асфальтосмолистые вещества. В нефтях массовое содержание серы от 0,1% до 5%, азота - 0,33-0,55%, кислорода - 0,1-8%, асфальтосмолистых веществ - до 20% и более. Суммарное содержание полярных компонентов колеблется от следов до 40% и выше [37, 38].
К высокомолекулярным веществам нефти относятся ее часть, для которой характерна молекулярная масса выше 400 атомных единиц массы (а.е.м.) и которая содержит остатки после отгонки фракций до 350-400 С. В легких нефтях эта часть составляет 30-35%, в тяжелых высокосмолистых нефтях - 60% и более.
Высокомолекулярные вещества нефти представлены углеводородной и неуглеводородной (гетероатомной) частями. Их соотношение зависит от химической природы нефти и колеблется в широких пределах. Углеводородные компоненты - это наиболее легкие части нефти, их молекулярная масса колеблется преимущественно в пределах 400-800 а.е.м. Неуглеводородные компоненты нефти включают две основные составляющие - смолы и асфальтены. Содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ колеблется от 2-5 до 25% и более. Практика добычи и транспортировки нефтей выявила специфичность влияния асфальтосмолистых компонентов на реологические свойства нефти в целом. При этом имеется в виду не только вязкостные свойства, но и их ярко выраженное влияние на образование и существование многих нефтяных дисперсных систем. В пластовых условиях и при подъеме по стволу нефть и вода смешиваются. Две жидкости образуют эмульсии двух типов: нефть, диспергированную в воде (эмульсия прямого типа н/в), и воду, диспергированную в нефти (эмульсия обратного типа в/н). Рассматривая добычу нефти как единый гидродинамический процесс, отметим, что во всех технологических операциях, связанных с извлечением и транспортом нефти, происходит ее движение относительно твердых границ. Нефть проявляет свои реологические особенности только в динамике, поэтому реологические свойства системы должны рассматриваться в комплексе с условиями протекания конкретного технологического процесса. Нефть, также как и большинство неньютоновских систем, меняет свои реологические параметры в зависимости от скорости течения, температуры и давления. При выборе параметров технологического процесса необходимо представлять себе реальную реологическую модель системы, чтобы оптимально использовать ее особенности. Знание реологического поведения необходимо также при выборе химических и физико-химических методов изменения гидродинамических характеристик нефти. Для установления типа жидкости необходимо оценить ее основные реологические параметры (вязкость, напряжение сдвига) и вид их зависимости от скорости течения (деформирования). Добавки ПАВ в такие реологические системы должны обеспечивать как регулирование отдельных реологических параметров, так и изменение типа зависимости напряжения сдвига, то есть перевод системы из одного реологического типа в другой. В работе [39] была проведена оценка реологических характеристик нефти месторождения Узень. Исследования показали, что она является высоковязкой системой и реологически описывается вязко - пластичной моделью, которая характеризуется наличием предельного напряжения сдвига. Поэтому данная система при приложении возрастающей нагрузки проявляет свойства твердого тела до достижения предельного напряжения сдвига и движение происходит с остаточной структурой. Разрушение структуры характеризуется уменьшением вязкости, проявляются свойства вязкости характерные для ньютоновской жидкости. Для узеньской нефти после прекращения фильтрации время полного восстановления структуры составляет 20 часов. Одним из негативных проявлений действия природных ПАВ и высокомолекулярных компонентов нефти является образование асфальто-смоло-парафиновых отложений на границах контакта нефти с твердыми телами. АСПО в целом представляют собой темно-коричневую или черную густую мазеобразную массу высокой вязкости, которая при повышении температуры незначительно снижается.
АСПО в технологических процессах добычи и транспорта нефти - это часть массы асфальтосмолистых и (или) парафинистых нефтей, которая выделяется из них под влиянием внешних факторов (снижение температуры и давления) и сорбируется на поверхностях труб, подземного оборудования, породы в прискважинной зоне пласта. Негативные последствия образования АСПО, а также трудности, возникающие при их предотвращении и удалении, связаны со специфическими реологическими, структурно-механическими, химическими и коллоидно-химическими свойствами АСПО. Эти трудности усугубляются широким разнообразием состава и свойств отложений.
При рассмотрении известных из химии свойств нефти и свойств отдельных структурных групп и их влияния на соответствующие группы АСПО следует помнить о том, что свойства этих структурных групп непостоянны и зависят от нефти, из которой они выделены. Так, поверхностная активность масел, выделенных из нефти Усть-Балыкского месторождения, в несколько раз превышает активность этой же структурной группы, выделенной из нефти Узеньского месторождения.
Коллоидно-химические свойства структурных групп, выделенных непосредственно из АСПО, изучены недостаточно. С этой целью был проведен анализ структурных групп нефти месторождения Узень и АСПО, результаты которого представлены в таблицах 2.3. и 2.4.
Физико-химические и реологические исследования с целью разработки оптимальных рецептур смесей на основе многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ и полимеров
Понижение температуры ниже точки насыщения приводит к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Так, для нефти месторождения Узень при температуре ниже 50 С растворимость парафина снижается, при температуре 45 С наблюдается массовое выпадение парафина, а снижение температуры до 30 С сопровождается полной потерей текучести нефти [52-56].
В свою очередь температура насыщения нефти парафином зависит от состава нефти, соотношения легких и тяжелых фракций. При обогащении нефти легкими компонентами по разным причинам, например, в результате разгазирования и переноса легких компонентов из одних участков залежи в другие, происходит снижение температуры насыщения. Уменьшение содержания в нефти легких компонентов приводит к обратному явлению - повышению температуры насыщения [52-57, 59].
На растворимость парафина существенное влияние оказывают асфальто-смолистые вещества. Являясь природными поверхностно-активными веществами, смолы и асфальтены адсорбируются на гранях кристаллов парафина, препятствуя их соединению в кристаллическую сетку [25].
В ряде работ приведены результаты исследования влияния давления и разгазирования нефти на температуру насыщения нефти парафином [54-57]. Установлено, что при увеличении давления происходит повышение температуры насыщения. Так, для нефти месторождения Узень зависимость температуры насыщения нефти парафином от давления оценивается коэффициентом 0,2 С/МПа, а от снижения газосодержания - коэффициентом 0,0763-0,10 С/м 3/м3. Иными словами, повышение давления на 5 МПа или снижение газосодержания на 8-10 м /м приводит к увеличению температуры насыщения на 1 С.
Наряду с таким осложнением, как формирование АСПО на твердых поверхностях, высокое содержание в нефти АСП-компонентов обусловливает проявление структурно-механических свойств, повышенной вязкости нефти, образование стойких обратных эмульсий. Каждый из этих факторов в отдельности, а также их совокупное действие, помимо всего прочего, вызывают возникновение повышенных гидравлических сопротивлений при движении нефти в трубах.
Высокое содержание парафина в нефти определяет наличие структурно-механических свойств. При понижении температуры ниже точки насыщения выпадающий из нефти парафин образует кристаллическую сетку, происходит структурное застывание нефти. При перемешивании застывшей нефти кристаллическая сетка разрушается и нефть опять приобретает текучесть.
Высокое содержание смолистых веществ существенно повышает вязкость нефти, а асфальто-смоло-парафиновые вещества в целом влияют на образование устойчивых водонефтяных эмульсий. Стойкость водонефтяных эмульсий определяется адсорбцией на поверхности капелек воды природных эмульгаторов. К числу природных эмульгаторов относятся асфальтены и смолы, а также микрокристаллы парафинов, которые блокируют капельки воды, образуя на их поверхностях слой с высокими защитными свойствами. К природным эмульгаторам также относятся нафтеновые кислоты, их щелочно-земельные соли, парафины, высокодисперсные частицы глины, песка и горных пород [25, 32]. Следует отметить, что причины повышения гидравлических сопротивлений также как и образования АСПО, во многом связаны с поверхностными явлениями. Таким образом, физико-химические свойства нефтей обусловливают наличие ряда осложняющих факторов: отложение АСПО на твердых поверхностях; проявление структурно-механических свойств, повышение вязкости нефти; образование устойчивых водонефтяных эмульсий. Все эти факторы создают определенные трудности при добыче нефти. Перечисленные выше особенности поведения нефти определили необходимость уточнения ее реологической модели. Исследования нефти месторождения Узень показали, что она является высоковязкой системой и реологически описывается вязкопластичной моделью, которая характеризуется наличием предельного напряжения сдвига. Движение происходит с остаточной структурой, разрушение структуры характеризуется уменьшением вязкости, проявляются свойства вязкой ньютоновской жидкости. Вязкость такой системы называется «эффективной» или «кажущейся», так как она зависит от прилагаемого напряжения. Свойство релаксации, в целом, можно определить, как запаздывание реакции системы на внешнее воздействие [49, 55, 56]. Для нефти месторождения Узень после прекращения фильтрации время полного восстановления структуры составляет 20 часов. Известно, что свойства нефти изменяются по площади и разрезу, а также от содержания в ней воды, которое изменяется от 0 до 98% и зависит от большого числа факторов. В результате реологических исследований, было установлено, что при малых скоростях сдвига, имеющих место в пористой среде (пласте) нефть проявляет вязко-упругие свойства, характеризуемые временем релаксации, имеющем большое значение при проведении технологических операций.
Изменение значения коэффициента светопоглощения нефти и АСПО при использовании полимерсодержащих, многофункциональных, водорастворимых композиций ПАВ в качестве отмывающего и ингибирующего средства
Увеличение Ксп в ряде различных нефтей свидетельствует об увеличении в них высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых компонентов и уменьшении алифатических (парафиновых). Изменение Ксп исследуемой нефти в процессе отмыва или ингибирования, свидетельствует об изменении содержания в нефти смолисто-асфальтеновых компонентов, обусловленном их «вымыванием» или удалением.
В таблице 3.3 приведены результаты измерения величин Ксп, с учетом поправок на водосодержание, для проб исходной нефти, а также АСПО отобранных с поверхности «холодного цилиндра» после отмыва их различными реагентами и растворами композиций ПАВ и их смесей с полимерами, а также при ингибировании АСПО этими же составами.
Таким образом, замеры значений величин Ксп позволили установить, что: 1. Состав нефти, в результате осаждения на «холодном цилиндре» АСПО, претерпевает изменения. Значения величин Ксп отложившегося на поверхности «холодного цилиндра» АСПО увеличивается по сравнению с исходной нефтью. Это показывает, что состав осадка отличается большим содержанием асфальто-смолистых веществ, которые проявляют более высокую адсорбционную активность (таблица 3.3 п.1,2и7,8). 2. Введение в нефть водных растворов полимерсодержащей композиции ПАВ (НМК+0,05% ПЭО) из расчета 50 г товарной формы на 1 м3 жидкости приводит к изменению состава осадка в сторону большего содержания в нем парафина по сравнению с исходной нефтью. Очевидно, образование комплексных соединений ПАВ, входящих в состав НМК, с активными функциональными группами смолисто-асфальтеновых компонентов нефти блокируют их и ослабляют адсорбционную способность. Иными словами, в состав осадка включается (внедряется) композиция и ее тем больше, чем меньше концентрация самого раствора. Поэтому величина Ксп будет меньше в осадках, полученных при введении в нефть водного раствора композиции меньшей концентрации (но большей по объему). 3. Ксп отмытого осадка больше первоначального на «холодном цилиндре», что свидетельствует о наличии в отмытом осадке компонентов АСПО, преимущественно смолисто-асфальтеновых фракций. 4. Рост концентрации водного раствора полимерсодержащей композиции приводит в случае осадка на «холодном цилиндре» к росту Ксп, а в случае отмытого осадка эта ярко выраженная тенденция отсутствует (таблица 3.3 опыты 9-14). 5. Рост содержания КМЦ в композиции почти всех водных растворов приводит к уменьшению Ксп, как в осадках на «холодном цилиндре», так и в отмытых осадках. 6. В случае ингибирования Ксп осадка на «холодном цилиндре» меньше, чем в осадке нефти в стакане (таблица 3.3, опыты 15-22). 7. Рост концентрации водных растворов композиции приводит в случае применения композиции с КМЦ при 0,2% концентрации к минимальной величине Ксп, а 0,1% и 0,3% концентрации примерно равны. В растворах композиции с добавками ПАА наблюдается аналогичная картина. Рост содержания полимера в композиции в случае с добавками КМЦ приводит к увеличению Ксп, а в случае с ПАА к его уменьшению. Лабораторные исследования по влиянию полимерсодержащих многофункциональных композиций ПАВ на гидравлические характеристики при трубопроводном транспорте нефти, проводились на трубчатом реометре разомкнутого типа по компенсационной методике. Реометр состоит из напорной емкости (1), баллона со сжатым воздухом (2), двух параллельных трубок (4) одинаковой длины и диаметра (Ь=1,38м, ё=0,04м), дозатора (10), позволяющего в трубки с транспортируемой нефтью под одним и тем же давлением подавать в одну - исследуемый реагент, а в другую - нефть для компенсации эффекта дополнительного скачка давления в момент ввода реагента, расходомеров (8), соединенных с самописцем (12), для фиксации изменения расхода во времени (рис. 3. 22). Методика проведения исследований состояла в следующем. После установления постоянного расхода при фиксированном перепаде давления производится дозирование полимерсодержащей композиции. Время дозировки во всех опытах постоянно (3,5 мин.). На ленте самописца фиксируется момент ввода реагента в трубку и продолжительность его действия, по сравнению с вводимой в другую трубку нефтью. При проведении исследований использовались заранее приготовленные 1% водные растворы композиций. Проверке подвергались полимерсодержащие, многофункциональные композиции на основе низкотемпературной композиции ПАВ НМК, к которой добавлялись в разных соотношениях высокомолекулярные полимеры, такие как полиакриламид, полиэтиленоксид и карбоксилметилцеллюлоза. Полимерсодержащая композиция добавлялась в количествах, обеспечивающих концентрацию в обрабатываемой нефти 50г/т (в пересчете на товарную форму композиции). Основанием для выбора именно таких концентраций явились результаты предварительных испытаний в трубопроводном транспорте НМК. Данная концентрация оказалась оптимальной. Опыты проводились на нефти месторождения Узень с большим (около 30%) содержанием парафина, смол и асфальтенов.
Обработка призабойной зоны пласта многофункциональнойполимерсодержащей композицией ПМК
Промысловые эксперименты по дозированию полимерсодержащей многофункциональной композиции в нефтесборные трубопроводы проводились с помощью блочных насосных установок типа БРХ-2,5.
Дозирование производилось в коллектор замерной установки ЗУ-76а месторождения Узень. Композиция использовалась в товарной форме и ее расход составлял 200 г на 1 м3 попутной воды. При проведении этого промыслового эксперимента оценивалось влияние ПМК только на снижение гидравлических сопротивлений. Как показали полученные результаты, в период дозирования композиции в коллектор давление в нем снизилось в среднем на 25 %, в то же время при прекращении дозирования наблюдался постепенный рост давления в коллекторе, т.е. оценка проводилась после прекращения подачи ПМК, когда проявлялся так называемый эффект последействия.
Кроме того, композиция дозировалась в коллектор замерной установки ЗУ-1026, подключенной к групповой установке ГУ-101. Суммарная добыча жидкости по скважинам, работающим на ЗУ-1026 составляла в среднем 365 м3/сут., а обводненность добываемой продукции - 65 %.
В этом эксперименте оценивалось не только влияние ПМК на снижение гидравлических сопротивлений, но и оценивалось солеингибирующее действие композиции. Композиция дозировалась в виде 50 % водного раствора, при этом расход чистого (товарного) реагента составил в среднем 130 г на 1 м3 попутно добываемой воды. В таблице 4.7 приведены значения давления в коллекторе ЗУ-1026, из которых видно, что во время дозирования ПМК оно снизилось примерно на 36 %. Солеингибирующее действие ПМК определялось по концентрации солеобразующих ионов. Для этого, по представительности, в качестве индикатора были выбраны катионы кальция Са++ (соли кальция составляют более 50 % от массы отложения солей на месторождении в районе групповой установки ГУ-101). Пробы отбирались в начале и в конце коллектора Зу-102б до начала и в процессе дозирования ПМК. Результаты эксперимента представлены в таблице 4.8. Пробы с 1 по 4 отобраны до начала дозирования ПМК. Как видно из таблицы, разность концентраций ионов Са++ до начала дозирования ПМК составляла от 1200 до 1600 мг/л. Во время дозирования разность концентраций не превышала 100 мг/л. Экспериментальные работы по дозированию ПМК проводились на коллекторах замерных установок ЗУ-102а и ЗУ-1, подключенных к групповой установке ГУ-100 месторождения Карамандыбас. Оценивалось влияние композиции ПМК на снижение гидравлических сопротивлений. Суммарная производительность скважин подключенных к ЗУ-102а составляла по жидкости в среднем 297 м /сут, при обводненности добываемой продукции 53 %. Общая добыча скважин работающих на ГУ-100 по жидкости составляла в среднем 1100 м /сут. В пересчете на всю групповую установку ГУ-100 расход товарной формы ПМК составил 100 - 120 г на 1 м попутно добываемой воды. Во время дозирования композиции давление в нефтепроводах снизилось в среднем на 23 % (таблица 4.9). Таким образом, из результатов проведенных промысловых экспериментов видно, применений композиции ПМК не только успешно снижает гидравлические сопротивления при транспорте обводненных нефтей по трубам, но и позволяет полностью предотвратить выпадение минеральных солей на поверхностях промысловых коммуникаций. Так, во время дозирования ПМК не произошло ни одного сбоя в работе счетчиков «Турбоквант», тогда как без дозирования отказы происходили примерно 2 раза в месяц, по причине отложения минеральных солей на турбине счетчика.
Одним из наиболее перспективных направлений повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Узень является метод повышения продуктивности скважин. Как показывает анализ промыслового материала и ранее проведенные исследования, методы повышения продуктивности скважин в процессе разработки месторождения должны постоянно видоизменяться и совершенствоваться в зависимости от преобладания тех или иных факторов, снижающих продуктивность скважин на различных этапах его разработки. Так, в последние годы происходило существенное снижение эффективности обработки прискважинной зоны пласта композициями ПАВ. Довольно часто, после таких обработок, отмечался значительный рост дебита скважин по жидкости с одновременным ростом обводненности добываемой продукции. Это объясняется тем, что воздействию подвергались наиболее проницаемые пласты и пропластки, по которым и происходит интенсификация притока в скважину воды.
Более эффективными оказались комбинированные методы обработки скважин, при которых предварительно проводилась изоляция водопритока, после чего скважины обрабатывались ПАВ. Недостатки такой технологии связаны с большими затратами материально-технических средств и времени на проведение обработок. Кроме того, объект - скважина должна обладать высоким энергетическим потенциалом. Вследствие этого, данные технологии не получили широкого распространения на месторождении.
Известно, что при фильтрации в неоднородной пористой среде вязкоупругой жидкости происходят неравновесные эффекты. В частности - выравнивание профиля потока в неоднородной пористой среде, происходящее за счет роста эффективного сопротивления в высокопроницаемых пропластках. В связи с этим, применение полимерсодержащих, многофункциональных композиций ПАВ для обработки прискважинной зоны пласта должно существенно увеличить коэффициент охвата неоднородных нефтяных пластов воздействием. При обработке проводились геофизические исследования отдельных скважин с целью получения объективной информации о работающей толщине пласта.
