Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ факторов, влияющих на приемистость и охват пластов заводнением в нагнетательных скважинах 11
Выводы к первой главе 44
2. Геолого-статистический и геолого-промысловый анализ разработки нефтяных месторожденийБашкортостана . 46
2.1 Группирование объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пород-коллекторов и пластовых систем 46
2.1.2. Постановка задачи 46
2.1.3. Теоретическая и практическая особенности проведения метода главных компонент 47
2.1.4. Интерпретация результатов группирования и выделение групп объектов 52
2.2. Анализ динамики приемистости нагнетательных скважин по выделенным группам объектов 61
2.3. Геолого-статистический анализ параметра приемистости нагнетательных скважин по выделенным группам объектов 67
2.3.1. Введение и постановка задачи 67
2.3.2. Построение математических моделей и интерполяции полученных результатов 68
Выводы ко второму разделу 71
3. Разработка и усовершенствование составов для восстановления приемистости и регулирования профилей вытеснения в нагнетательных скважинах 73
3.1. Разработка состава для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с карбонатными породами 73
3.1.1. Постановка задачи 73
3.1.2. Исследование состава для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с карбонатными породами 74
3.1,3 Экспериментальные исследования состав для обработки ПЗП на основе соляной кислоты и ДИМ-1 76
3.1.3.1 Методика проведения лабораторных исследований 77
3.1.3.2. Исходные данные и результаты лабораторных исследований состава для обработки нагнетательных скважин 78
3.1.3.3. Выбор оптимальной концентрации соляной кислоты 78
3.1.3.4. Выбор оптимальной концентрации химического реагента ГГИМ-1 7Q
3.1.3.5. Изучение растворяющей способности и других особенностей состава замедленного действия (ЗСД-1) 82
3.1.4. Лабораторные исследования влияния на проницаемость образцов керна, комбинированный состав замедленного действия КСЗД-1 89
3.1.4.1. Установка для экспресс-исследования 90
3.1.4.2. Подготовка исходного геологического материала для проведения фильтрационных исследований 92
3.1.4.3. Моделирование процессов фильтрации для проведения лабораторных исследований 95
3.1.4.4. Работа на установке и результаты экспериментальных исследований 97
3.1.4.5. Погрешности в определении фильтрационных характеристик 98
3.1.4.6. Петрографические исследования 99
3.1.5. Основные параметры технологии обработки нагнетательных скважин КСЗД-1 106
3.2. Экспериментальные исследования технологии выравнивания профилей приемистости и увеличения охвата пластов заводнением на основе жидкого стекла и его модификации 110
3.2.1. Выбор композиций химических реагентов для закупоривания высокопроницаемых промытых пор и выравнивания профили вытеснения в высокообводненном пласте 110
3.2.2. Химическое обоснование образования геля и выбора сернокислого алюминия в качестве сшивателя в системе жидкого стекла - соляной кислоты 111
3.2.3. Гелеобразующий состав на основе жидкого стекла и 115 соляной кислоты с добавкой сульфата алюминия
3.2.4. Основные физико-химические свойства реагентов композиции 116
3.2.5. Исследование композиции на основе жидкого стекла -соляной кислоты и сернокислого алюминия (ЖСА) 119
3.2.5.1. Методики и приборы для исследования 119
3.2.5.2. Планирование эксперимента с целью оптимизации числа опытов и изучение влияния исходных компонентов на свойства гелеобразующего состава 121
3.2.6. Экспериментальные исследования выравнивания профилей вытеснения в моделях пористой среды с применением гелеобразующего состава ЖСА 125
Установка для проведения лабораторных исследований и
3.2.6.1 Порядок выполнения работы 125
3.2.6.2. Условия и методики проведения лабораторных 6.3, Влияние образования геля в пористой среде на проницаемость горных пород 128
3.2.7. Оценка возможности регулирования профилей вытеснения за счет закачки предлагаемого водо изолирующего состава ЖСА 131
Выводы к третьей главе .-,
Обобщение результатов применения технологий регулирования фильтрационных характеристик в ПЗП, применяемых на месторождениях Башкортостана для выбора и обоснования метода воздействия на пласт 4П месторождения Алеф Йеменской республики 139
Краткая геолого-физическая характеристика месторождения 139
Краткий анализ текущего состояния разработки пласта 4П, выбор и обоснования технологии воздействия 145
Выводы к четвертой главе ,
Основные выводы и рекомендации 150
Список использованной литературы 151
Приложение
- Теоретическая и практическая особенности проведения метода главных компонент
- Геолого-статистический анализ параметра приемистости нагнетательных скважин по выделенным группам объектов
- Исследование состава для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с карбонатными породами
- Изучение растворяющей способности и других особенностей состава замедленного действия (ЗСД-1)
Введение к работе
В условиях мирового энергетического кризиса происходит усиленное развитие работ по интенсификации скважин. Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике Российской Федерации благодаря важной роли, которая принадлежит углеводородам в обеспечении сырьевой базы химической промышленности и как источника энергии.
Для реализации плана добычи нефти и газа скважины должны эксплуатироваться с потенциальными дебитами. В большинстве случаев с этой целью необходимо проводить интенсификацию скважин для очищения призабоиной зоны скважин (в дальнейшем ПЗП) после бурения и цементирования, освоения и ремонта или после продолжительной эксплуатации. Выравнивания профилей притока и приемистости продуктивных отложений можно достигнуть только путем осуществления совокупности физико-химических операций, комплексно воздействующих на ПЗП.
В настоящее время в России способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления с помощью закачки воды является основным.
Выполнение проектных показателей нефтяных месторождений при заводнении в значительной степени зависит от эффективной работы нагнетательных скважин при стабильной приемистости. Однако в процессе закачки пресных подрусловых вод, вод открытых водоемов, сточных вод нефтепромыслов, используемых в системе заводнения, происходит заиливание поверхности фильтрации вносимыми с водами взвешенными веществами, нефтепродуктами и др. В результате происходит снижение, иногда и полная потеря приемистости. Кроме того, на высокую и устойчивую приемистость оказывается влияние и подготовка нагнетательных скважин, вводимых под закачку из бурения или переводимых из эксплуатационного фонда. Подготовка ПЗП заключается в
6 отчистке ее от глинистого раствора, АСПО, отлагавшихся в процессе эксплуатации скважин, причем современные широко применяемые методы воздействия на ПЗП с целью улучшения сообщаемое удаленной зоны со стволом скважины не всегда обеспечивают необходимые темпы закачки.
При разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой воды, особенно на заключительных стадиях разработки встречается проблема низкого охвата продуктивного пласта закачиваемой водой. Здесь проблема во многом зависит от особенностей геологического строения залежей, неоднородности, коллекторских свойств пород, а именно, анизотропии проницаемости пород коллекторов. По этой причине основной объем закачиваемой воды фильтруется по высокопроницаемым промытым каналам, оставляя невыработанными менее проницаемые объемы продуктивного пласта.
Поэтому вопрос предупреждения потери приемистости и выявление основных причин ее ухудшения, на фоне которых необходимо разработать эффективные методы регулирования фильтрационно-ем костных характеристик в ПЗП, позволяющие качественно и количественно восстановить ее и увеличить охват пластов заводнением, в настоящее время остается актуальным в связи с постоянно меняющимися во времени пластовыми условиями, экономическими затратами и ужесточением экологических требований.
Цель диссертационной работы — восстановление и регулирование приемистости нагнетательных скважин физико-химическими методами
Основные задачи исследований I. Обобщение опыта и результатов обработки нагнетательных скважин Республики Башкортостан технологиями для выравнивания профиля вытеснения и увеличения охвата пластов заводнением для выбора, обоснования и реализации метода воздействия на пласт 4П месторождения Алеф Йеменской Республики с применением
7 статистических методов.
Лабораторные исследования по разработке и усовершенствованию составов и способов обработки нагнетательных скважин с целью восстановления и регулирования проницаемости анизотропного пласта.
Обобщение полученных результатов с получением статистических моделей для выявления основных причин, влияющих на приемистость нагнетательных скважин.
Адаптация результатов исследований для применения по объектам Республики Йемен.
Методы решения поставленных задач
- идентификация объектов разработки и выделение характерных
групп.
анализ причин снижения приемистости нагнетательных скважин и изучение влияния информативных геолого-физических, физико-химических и технологических факторов на приемистость и охват пластов заводнением.
статистический анализ промыслового материала и математические моделирование процессов эксплуатации нагнетательных скважин,
лабораторные исследования.
Научная новизна диссертационной йа.ІьІ
С целью восстановления проницаемости пород ПЗП и удаленной
зоны пласта разработана и предложена комбинированная технология
воздействия, позволяющая замедлить реакцию соляной кислоты с
карбонатными составляющими горной породы, повысить температуру в
ПЗП и уменьшить коррозионную активность кислоты,
Разработана рецептура гелеобразующего состава, обладающего
требуемой прочностью и тампонирующими свойствами. Это позволило
увеличить продолжительность отключения высокопроницаемого
обводненного пласта и сроки эффективной эксплуатации (увеличение
дебитов по нефти и сокращение объемов попутно добываемой воды)
8 реагирующих скважин.
Получены адаптационные геолого-промысловые модели потенциальной приемистости нагнетательных скважин, позволяющие в условиях недостаточной информации о пласте идентифицировать объекты разработки на стадии выхода из разведки и в процессе их эксплуатации.
По результатам обобщения опыта разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан и Республики Йемен предложена методика выбора и обоснования технологии воздействия на нефтяные пласты,
Практическая ценность и реализация работы
Практическая значимость работы заключается в создании методических основ регулирования процессов эксплуатации нагнетательных скважин на поздней стадии разработки.
Для месторождения Алеф Йеменской Республики по предложенной методике подбора и обоснования способа воздействия на нефтяные пласты и также в результате обобщения промыслового материала рекомендована технология обработки ПЗП с использованием цеолита и соляной кислоты.
Для ООО «ИК БашНИГШнефть» разработана инструкция по применению комплексного воздействия на пласт геле образующим составом и кислотой замедленного действия. Технология комплексного воздействия на пласт внедрена в ООО «НГДУ Октябрьскнефть», 000 «НГДУ Чекмагушнефть» и ООО «НГДУ Краснохолмскнефть».
Положения, выносимые на защиту
Результаты группирования анализируемых объектов разработки нефтяных месторождений и анализ влияния геолого-промысловых факторов на приемистость нагнетательных скважин по выделенным характерным группам объектов разработки.
Геолого-промысловые модели, характеризующие влияние различных геолого-физических, физико-химических и технологических факторов на потенциальную приемистость нагнетательных скважин.
Результаты лабораторных и теоретических исследований по
определению оптимальных концентраций реагентов предлагаемых
технологий, их способность восстанавливать и регулировать
проницаемости естественных образцов горных пород и регулировать
движение в них вытесняемых агентов и также результаты
петрографических исследований прозрачных шлифов исследуемых
образцов.
* Основные гео л ого-физические характеристики месторождения Алеф
(пласта 4П) Йеменской Республики и результаты выбора и обоснования
технологии воздействия на него.
Апробация работы. Основные положения, представленные в работе, докладывались:
- на региональной конференции «3-й Конгресс нефтепромышленников
России», секция «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа);
- 52-й и 53-й научно-технических конференциях студентов,
аспирантов и молодых ученых (г. Уфа 2001-2002);
Международной научной конференции "Методы кибернетики химико-технологических процессов" (г. Уфа, 2002), заседании секции геологии и разработки нефтяных месторождений технико-экономического совета (ТЭС) АНК "Башнефть" (г. Уфа, АНК "Башнефть").
Публикация. По теме диссертационной работы опубликовано 8 печатных работ, список которых приведен в конце автореферата.
Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка литературы, состоящего из 148 наименований. Работа изложена на 160 страницах основного текста и иллюстрирована 55 рисунками и 24 таблицами.
Автор выражает искреннюю признательность и благодарность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору М.А. Токареву, руководителям из ООО «ИК Башнвпинефть» д.т.н. профессору Р.Х. Алмаеву, к.т.н. В.Б. Сергееву, Л.В. Якименко Г.Х.,
10 Базыкинои Л.В. за помощь, ценные замечания и постоянное обсуждение принципиальных вопросов, связанных с выполнением работы, зам. директору ООО «ИК Баншипинефть» по научной работе профессору Е.В. Лозину, Р.С. Зайнутдинову, к.т.н. И.М. Галлямову, А.Г. Вахитовой, В.Г. Пантелееву за помощь в получении кернов естественных пород разных площадей и месторождений, а также за помощь в организации и проведении лабораторных исследований по изучению эффективности рекомендуемых технологий обработки нагнетательных скважин с целью восстановления приемистости и выравнивания профилей вытеснения для интенсификации добычи нефти.
Теоретическая и практическая особенности проведения метода главных компонент
Для характеристики анализируемых объектов с целью классификации при выборе однородных объектов для построения математических моделей, физико-химических процессов применяется большое количество физико-химических и геолого-физических промысловых параметров. Так, многие из этих параметров взаимосвязаны, что затрудняет построение математических моделей, то желательно иметь небольшое число агрегированных признаков, которые являются линейными комбинациями исходных признаков и взаимно не коррозированы (46). Для получения таких признаков пользуются методами факторного анализа, позволяющими классифицировать как изучаемые объекты по множеству признаков, так и сами признаки по их относительному вкладу в обобщенные характеристики объектов (49). Пусть каждый объект исследования можно охарактеризовать вектором изменяемых параметров (признаков, показателей): X =(ХІУХ2 ЛГ„), (2.1) Если каждый параметр Xj есть случайная величина, то вектор X является случайным вектором, который в первом приближении можно определить вектором математического ожидания и ковариационной матрицей. Пусть случайные величины Xj , і- 1,2, m коррелированны, т.е. ковариационная матрица не является диагональной. Если вектор X имеет нормальное распределение, то можно определить множество невырожденных линейных преобразований, которые сохраняют нормальность распределения и приводят к новой ковариационной матрице диагонального вида, что соответствует некоррелированным переменным и в случае нормального распределения независимым переменными. Таким образом, в случае нормального распределения «всегда можно определить множество таких осей, что в новой системе координат случайные величины будут независимыми» (52). Эти математические результаты служат основой применения в рамках факторного анализа метода главных компонент. Главные компоненты это -новые переменные (оси координат), которые являются линейными комбинациями исходных измеряемых параметров, ортонормированны и выбираются из соображения минимизации среднеквадратичной ошибки для представления заданных объектов (52). Известно (52), что задача определения новых переменных, удовлетворяющих вышеуказанным условиям, сводится к определению собственных значений и собственных векторов ковариационной матрицы. Если же исходные параметры заданы в разных единицах масштаба, то компонентный анализ проводят с использованием корреляционной матрицы. У = (х, - мл/ s Н1 (22) Пусть нормированные случайные величины, где М; - математическое ожидание и 5{ — стандартное отклонение случайной величины. Тогда ковариационная матрица для случайных величин Y; есть корреляционная матрица для системы случайных исходных величин X,. Если главные компоненты обозначить через Zj, то имеет место отношение: Zj=Yaiyj=iy2, к, (2.3) где Y - матрица, элементы которой есть значения величины Y; для і ого объекта наблюдения; aj и m - компонентный вектор—столбец; i= 1,2, n (п — число объектов наблюдения). Полное описание всех п объектов в новых координатах требует такого же количества новых переменных, т.е. требует, чтобы к = п Однако на практике часто обходятся меньшим числом новых координат, так как при указанном преобразовании дисперсия случайной величины равна собственному значению (46,15,123,124,122), соответствующему собственному вектору aj, то отношение собственного значения к сумме всех собственных значений показывает долю среднеквадратичной ошибки, вносимой при исключении соответствующего вектора, значит и соответствующей главной компоненты. При исследовании корреляционной матрицы сумма всех собственных значений равна числу т. Это обстоятельство можно выразить равенством: ЕЯ. = т 9 (2 4) где Лі - есть дисперсия случайной величины Zj Можно показать, что при использовании корреляционной матрицы имеют место соотношения: Zr2ij =1, Zr2ij = Л., (2.5) где Гу — коэффициент корреляции между Zj, Yj. Последние равенства широко используются при содержательной интерпретации найденных главных компонент, так как полученные компоненты не коррелируют друг с другом и квадраты коэффициента гу-показывают долю дисперсии переменной У;, соответствующие различным главным компонентам (46). Из вышеизложенных позиций каждая строка матрицы Z — значение одной главной компоненты на всех рассматриваемых объектах, а каждый ее столбец - координата данного объекта в пространстве главных компонент. Анализ по методу главных компонент приводит к тому, что подавляющую долю дисперсии содержат первые две —четыре компоненты. Выделив эти компоненты, можно рассчитывать их объекты различных типов и по группируемости точек классифицировать эти объекты или же на основе этих компонентов составить уравнение регрессии, по которому можно четко выявить существенные и несущественные факторы (57). В группировании участвуют объекты терригенного девона и объектов терригенных толщ нижнего карбона месторождений южно-татарского свода и его склонов, Бирской седловины северо-запада Башкортостана и некоторые объекты Благовещенской впадины. Выбор этих объектов обоснован следующим: 1, По этим месторождениям накоплен огромный материал для анализа и обобщения. 2. Данные объекты характерны сильным ухудшением структуры запасов нефти, ухудшением работы нагнетательных скважин в результате низкой приемистости. 3. На этих объектах крупномасштабно осуществляется внедрение различных способов ограничения движения вод к нефтяным скважинам с целью повышения охвата пластов воздействием, выравнивания профилей вытеснения и увеличения выработки остаточных запасов.
Геолого-статистический анализ параметра приемистости нагнетательных скважин по выделенным группам объектов
Известно, что при проектировании разработки нефтяных месторождений важно знать характер и динамику приемистости, характер и степень охвата пластов закачкой не только на стадии выхода месторождений из разведки, но и в процессе разработки при отсутствии широкомасштабных промысловых исследования. В этих случаях задача решается посредством использованием геолого-статических моделей, построенных по аналогичным объектам.
Для обоснования и оценки влияния совокупности множества факторов на величину приемистости нагнетательных скважин необходимо привязать их между собой по отношению к приемистости и построение математической модели. Решением этой задачи можно прогнозировать приемистость для каждого конкретного объекта в зависимости от геолого-физических и физико-химических особенностей залежей.
Прогноз потенциальной приемистости нагнетательных скважин по геолого-физическим и промысловым характеристикам пласта является важной задачей разработки и эксплуатации нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Успех создания статистических моделей для прогноза приемистости нагнетательных скважин в значительной мере будет зависеть от классификации объектов, от совокупности геолого-физических параметров с выделением специфических групп объектов и от информативности включенных в модель геолого-физических параметров при отсутствии между ними корреляционных связей. (99, 36,114,119). Получение "хороших" оценок коэффициентов требует, чтобы объекты наблюдений были однородными. Предположение линейности относительно коэффициентов для объектов нефтяной геологии может не выполняться. Однако выбор однородных объектов для построения регрессии позволяет обойтись линейной регрессией, а построение регрессий для разных классов однородных объектов дает возможность аппроксимации нелинейности с помощью линейных соотношений в различных интервалах изменения переменных (как детерминированных, так и случайных). Дадим точное описание линейной регрессионной модели, в рамках которой будем исследовать значения приемистости нагнетательных скважин (Y) от геолого-физических и физико-химических показателей объектов разработки (X). Постулируем, что наблюдаемые величины связаны между собой регрессионной зависимостью вида: Y = ао+ cciXi+ СС2Х2+... +ccmxm, (2.6) Общая задача состоит в том, что по наблюдениям значения приемистости Yi,Y2,Y3, .... Ym и геолого-физических и физико-химических показателей Х, Х2,.... Хт необходимо оценить ao, ot],...am В этом случае для получения интересующей нас зависимости (оценок otj) можно рассмотреть модель условного математического ожидания, т.е. соотношение (2.6) моделируется равенством: M[Y/x] = «о+ 0C1X1+ OC2X2+... +amxm, [2.7] где Xi, х2,..., кт - значения соответствующих случайных величин. Второй неприятный момент при регрессионном анализе - это сопряженность регрессоров. Важным показателем сопряженности служит множественный коэффициент корреляции одной переменной со всеми остальными. Вычисление этого коэффициента и анализ остаточной дисперсии при любом методе выбора наилучшей регрессии позволяет определить наиболее целесообразно предсказывающую модель регрессии.
Расчеты и построения линейных зависимостей проводились с помощью современных пакетов статистических программ «Statistic-б» на ЭВМ. Исходные геолого-физические, физико-химические и технологические показатели анализируемых объектов приведены в приложении таб.2,3. Сначала модели определялись по полной совокупности всех исходных данных, определялись коэффициенты корреляции. Затем был приведен расчет основных значений определяющей сходимости и согласованности между параметрами регрессии (Хь Х2, Xi9) и функцией отклика (приемистости — Y), т.е. F—критерии Фишера и t - критерии Стьюдента (см. приложение табл. 4-10, рис. 3,4) Если значения коэффициента уравнения cto 0,05, то полученные коэффициенты считались статистически значимыми, а если 0,05 с вероятностью, не превышающей 90 %, то коэффициенты считались статистически незначимыми, а параметр X; при них отбрасывался, а множественный регрессионный анализ повторялся. Статистические модели, описывающие динамику приемистости нагнетательных скважин при использовании ограниченного объема геолого-промысловой информации по выделенным группам объектов разработки, имеют вид представленный в табл.11. Мы считаем, что расчеты по этим моделям будут надежны, если геолого-физических и технологических параметры анализируемого объекта находятся в пределах изменения подобных параметров для соответствующей группы. При расчетах по приводимым моделям размерность геолого-физических и технологических параметров берется
Исследование состава для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с карбонатными породами
Для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин на нефтяных промыслах широко применяются разные методы и разные подходы к этому вопросу. Многие авторы (51,2,39,75,14,92,133,79,89,146,147 и др.) считают, что наиболее эффективным методом воздействия на ПЗП как в нагнетательных, так и в добывающих скважин является солянокислотная обработка (далее СКО). Мы считаем, что при приведении обычных СКО могут произойти следующие ситуации; реакция с карбонатными породами будет протекать достаточно быстро, что сопровождается резким снижением концентрации кислоты, и это, в свою очередь, приводит к уменьшению эффективности обработки; или реакция кислоты с карбонатными составляющими горной породы будет плохо протекать (в случае, когда поверхность породы покрываются частицами нефтепродуктов или в скважинах прибывающих из добывающего фонда), что приведет к снижению эффекта СКО и повышению интенсивности коррозии, так как кислота расходуется не на реагирование с породой, а с оборудованием на забое. Практика показывает, что методы обычной промывки, воздействия растворами соляной кислоты и разбуривания осадков в рассматриваемых случаях недостаточно эффективны или трудоемки. Поэтому более перспективным направлением воздействия на карбонатный коллектор СКО, по-видимому, является разработка технологий обеспечивающих растворение органических осадков при достаточном сохранении остаточной кислотности на достаточное время, в течение которого раствор проникает в пласт на большее расстояние, чем при проведении обычных солянокислотных обработок. Обзор отечественной и зарубежной литературы в этом направлении свидетельствует о том, что большинство компаний отдаёт приоритет методам способствующим растворению органических осадков в ПЗП. Это достигается введением в ПЗП различных растворителей, закачкой горячих кислот и т.д. В этом же направлении автором предложены способ и состав на основе раствора соляной кислоты с добавкой ДИМ-1 для обработки нагнетательных скважин с целью восстановления и увеличения приемистости (9,13). При этом происходит повышение температуры в ПЗП и замедление реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Такое сочетание обеспечивает растворение органических осадков в ПЗП, повышает доступ кислоты к породе и замедляет ее реагирование с карбонатными составляющими, что в итоге повышает эффективность обработки, особенно в скважинах при закачке сточных вод и в скважинах, переведенных из добывающего фонда. Предлагаемый реагент доступен, недорог, малотоксичен, коррозионно неактивен по отношению к металлу. Реагента ДИМ-1 при взаимодействии с соляной кислотой (далее HCI) в пласте образует сильный электролит (растворимая в воде соль алкиилариламмония), которые является неионогенным ПАВ. Неионогенным ПАВ (соль алкиилариламмония) обладает высокой поверхностной активностью, гидрофибизирующей, смачивающей и эмульгирующей способностью. Основным преимуществом этих компонентов перед другими видами ПАВ является сохранение этого комплекса свойств в водах любой жесткости, в том числе и морской и пластовой (178), что даёт возможность широкого его применения. В отличие от многих существующих замедлителей реакции HCI с карбонатными материалами (карбонат кальция, глина, различные цемент и др.) реагент ДИМ-1 не только замедляет реакции HCI с карбонатной породой, но и повышает температуру в ПЗП. Эти свойства отражают положительные результаты при обработке ПЗП с низкопроницаемыми карбонатными породами (терригенными породами со значительным содержанием карбонатного цемента) и скважин подвергающих закачкой сточных вод. 3.1.3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ Для проектирования промысловых экспериментов по применению технологий обработки ПЗП, с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин необходимо проводить лабораторные исследования свойств растворов и их эффективности при обработке ПЗП. Эксперименты проводились в лабораторных условиях с фиксированием следующих параметров для оценки их эффективности: 1) определение остаточной кислотности растворов. Параметр остаточной кислотности определяется по формуле: К = 0,03646 хухп 100 т где: 0,03646 — количество хлористого водорода, соответствующее 1 см точно 1 н. раствора гидроокиси натрия (NaOH); у — объем точно 1 н. раствора едкого натрия, израсходованный на титрование, см3; п -нормальность раствора гидроокиси натрия (n=l); т — масса навески соляной кислоты, взятой для анализа, гр. 2) определение скорости реакции растворов с карбонатными материалами. Скорость реакции раствора с карбонатным материалом (мраморной пластиной) определяется по формуле: ДРхЮ Э= 7 (3-2) где: 9 - скорость реакции раствора с мраморной пластиной, г/см3 час; ДР -уменьшение веса мраморной пластины, гр.; Snoa — площадь мраморной пластины, см2; t - время реакции раствора с мраморной пластиной, час. 3) определение коэффициента растворимости карбонатными материалами в исследуемых растворах: коэффициент растворимости определяется по формуле: АР «= — Ю0, (3.3) Щ 4) определение потери концентрации кислоты в процессе реагирования её с карбонатными материалами. Потеря концентрации кислоты - это изменение концентрации кислоты при растворении мраморной пластины, отнесенная к исходной концентрации. Она является важным параметром для оценки и сравнивания разных растворов и составов. Значение потери концентрации определяется по формуле: -2 !- 100 (3.4) где: Р убыль концентрации кислоты, %; По — исходная концентрация кислоты (смесь кислот), %; nt— концентрация кислоты (смесь кислот) на момент времени t, % 3.1.3.1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ Приготовленные растворы помещаются в шкаф с комнатной температурой. Начальная (исходная) кислотность (концентрации) определяется титрованием (используя раствор гидроокиси натрия NaOH). Для этого в коническую колбу пипеткой отбирают 1 мл раствора и взвешивают его. Затем к навеске добавляют 10 мл дистиллированной воды, 3-4 капли раствора тиосульфата натрия и титруют раствором NaOH. Подставляя полученных значений в формулу (3.1), определяют исходную кислотности состава.
Для осуществления и изучения процесса реакции необходимо взять мрамор в виде прямоугольных пластинок, поверхности которых должны быть отшлифованы, и определить их исходные веса и площади поверхности. Обобщение научного материала по этому направлению, установили, что объем раствора взятый для растворения мраморной пластины, можно определить из следующего соотношения: VKbic=3xSnoe, (3.5) Мраморную пластину обвязывают волосяной проволокой и привязывают к стеклянной трубке и опускают в стеклянный стакан с заданным объемом раствора (мраморную пластину опускают ниже уровня раствора). В процессе реакции, устье стакана должно быть покрытым стеклянной крышкой, чтобы предотвратить потери пузырьков состава в процессе реакции. Через определенные промежутки времени (в нашем случае каждые 10 минут) мраморную пластину аккуратно вынимают из раствора, вымывают от кислоты под небольшой струей воды (TD 25 С0), высушивают и определяют ее вес (т.е. вес на момент времени t). Методом титрованием определяют остаточную кислотность раствора вышеизложенным способом.
Изучение растворяющей способности и других особенностей состава замедленного действия (ЗСД-1)
Для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин на нефтяных промыслах широко применяются разные методы и разные подходы к этому вопросу. Многие авторы (51,2,39,75,14,92,133,79,89,146,147 и др.) считают, что наиболее эффективным методом воздействия на ПЗП как в нагнетательных, так и в добывающих скважин является солянокислотная обработка (далее СКО). Мы считаем, что при приведении обычных СКО могут произойти следующие ситуации; реакция с карбонатными породами будет протекать достаточно быстро, что сопровождается резким снижением концентрации кислоты, и это, в свою очередь, приводит к уменьшению эффективности обработки; или реакция кислоты с карбонатными составляющими горной породы будет плохо протекать (в случае, когда поверхность породы покрываются частицами нефтепродуктов или в скважинах прибывающих из добывающего фонда), что приведет к снижению эффекта СКО и повышению интенсивности коррозии, так как кислота расходуется не на реагирование с породой, а с оборудованием на забое. Практика показывает, что методы обычной промывки, воздействия растворами соляной кислоты и разбуривания осадков в рассматриваемых случаях недостаточно эффективны или трудоемки. Поэтому более перспективным направлением воздействия на карбонатный коллектор СКО, по-видимому, является разработка технологий обеспечивающих растворение органических осадков при достаточном сохранении остаточной кислотности на достаточное время, в течение которого раствор проникает в пласт на большее расстояние, чем при проведении обычных солянокислотных обработок. Обзор отечественной и зарубежной литературы в этом направлении свидетельствует о том, что большинство компаний отдаёт приоритет методам способствующим растворению органических осадков в ПЗП. Это достигается введением в ПЗП различных растворителей, закачкой горячих кислот и т.д. В этом же направлении автором предложены способ и состав на основе раствора соляной кислоты с добавкой ДИМ-1 для обработки нагнетательных скважин с целью восстановления и увеличения приемистости (9,13). При этом происходит повышение температуры в ПЗП и замедление реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Такое сочетание обеспечивает растворение органических осадков в ПЗП, повышает доступ кислоты к породе и замедляет ее реагирование с карбонатными составляющими, что в итоге повышает эффективность обработки, особенно в скважинах при закачке сточных вод и в скважинах, переведенных из добывающего фонда. Предлагаемый реагент доступен, недорог, малотоксичен, коррозионно неактивен по отношению к металлу. Реагента ДИМ-1 при взаимодействии с соляной кислотой (далее HCI) в пласте образует сильный электролит (растворимая в воде соль алкиилариламмония), которые является неионогенным ПАВ. Неионогенным ПАВ (соль алкиилариламмония) обладает высокой поверхностной активностью, гидрофибизирующей, смачивающей и эмульгирующей способностью. Основным преимуществом этих компонентов перед другими видами ПАВ является сохранение этого комплекса свойств в водах любой жесткости, в том числе и морской и пластовой (178), что даёт возможность широкого его применения. В отличие от многих существующих замедлителей реакции HCI с карбонатными материалами (карбонат кальция, глина, различные цемент и др.) реагент ДИМ-1 не только замедляет реакции HCI с карбонатной породой, но и повышает температуру в ПЗП. Эти свойства отражают положительные результаты при обработке ПЗП с низкопроницаемыми карбонатными породами (терригенными породами со значительным содержанием карбонатного цемента) и скважин подвергающих закачкой сточных вод. 3.1.3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ Для проектирования промысловых экспериментов по применению технологий обработки ПЗП, с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин необходимо проводить лабораторные исследования свойств растворов и их эффективности при обработке ПЗП. Эксперименты проводились в лабораторных условиях с фиксированием следующих параметров для оценки их эффективности: 1) определение остаточной кислотности растворов. Параметр остаточной кислотности определяется по формуле: К = 0,03646 хухп 100 т где: 0,03646 — количество хлористого водорода, соответствующее 1 см точно 1 н. раствора гидроокиси натрия (NaOH); у — объем точно 1 н. раствора едкого натрия, израсходованный на титрование, см3; п -нормальность раствора гидроокиси натрия (n=l); т — масса навески соляной кислоты, взятой для анализа, гр. 2) определение скорости реакции растворов с карбонатными материалами. Скорость реакции раствора с карбонатным материалом (мраморной пластиной) определяется по формуле: ДРхЮ Э= 7 (3-2) где: 9 - скорость реакции раствора с мраморной пластиной, г/см3 час; ДР -уменьшение веса мраморной пластины, гр.; Snoa — площадь мраморной пластины, см2; t - время реакции раствора с мраморной пластиной, час. 3) определение коэффициента растворимости карбонатными материалами в исследуемых растворах: коэффициент растворимости определяется по формуле: АР «= — Ю0, (3.3) Щ 4) определение потери концентрации кислоты в процессе реагирования её с карбонатными материалами. Потеря концентрации кислоты - это изменение концентрации кислоты при растворении мраморной пластины, отнесенная к исходной концентрации. Она является важным параметром для оценки и сравнивания разных растворов и составов. Значение потери концентрации определяется по формуле: -2 !- 100 (3.4) где: Р убыль концентрации кислоты, %; По — исходная концентрация кислоты (смесь кислот), %; nt— концентрация кислоты (смесь кислот) на момент времени t, % 3.1.3.1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ Приготовленные растворы помещаются в шкаф с комнатной температурой. Начальная (исходная) кислотность (концентрации) определяется титрованием (используя раствор гидроокиси натрия NaOH). Для этого в коническую колбу пипеткой отбирают 1 мл раствора и взвешивают его. Затем к навеске добавляют 10 мл дистиллированной воды, 3-4 капли раствора тиосульфата натрия и титруют раствором NaOH. Подставляя полученных значений в формулу (3.1), определяют исходную кислотности состава.
