Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 6
РАЗВИТИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ СКВАЖИН
Эффективность искусственного воздействия на ПЗС связана с пониманием происходящих в ней процессов и оценкой их последствий. Возможность описания сложных явлений в призабойной зоне позволяет сформулировать основные требования к различным технологиям воздействия и сделать их адекватными для каждой конкретной скважины. Особую актуальность при этом приобретают проектирование повторных однотипных обработок, изменение их технологии и др.
Широко применяемые в промысловой практике методы воздействия на ПЗС дают удовлетворительные результаты для однородных коллекторов. Сложно построенные коллекторы требуют учета их специфики и соответствующей адаптации известных технологий. Как уже отмечалось, изменение фильтрационных свойств ПЗС происходит не только в процессе первичного и вторичного вскрытия, но и при эксплуатации скважин, причем причины могут быть самыми разнообразными. Поэтому ниже рассмотрены некоторые из этих причин, а также изложены отдельные вопросы теории воздействия на ПЗС, что позволяет совершенствовать известные технологии.
6.1. ПРОНИКНОВЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА В ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ЗА СЧЕТ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СПУСКЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
В процессе спуска бурильной колонны на пласт действует избыточное гидродинамическое давление Р, под действием которого буровой раствор проникает в призабойную зону. При этом движение его в пористой среде можно рассматривать как движение вязкопластичной жидкости.
Для определения глубины проникновения / вязкопластичной жидкости в этом случае можно воспользоваться следующей зависимостью [267]:
где Р — гидродинамическое давление на забой при спуске колонны, МПа; k - проницаемость пористой среды, определенная по воздуху, мкм2', тпр - предельное напряжение сдвига, МПа; а - безразмерный коэффициент, численное значение которого, согласно [267], может быть принято равным 168 • 10~*.
186
Величина / используется для оценки отрицательного влияния проникновения вязкопластичной жидкости на фильтрационные характеристики ПЗС с использованием графиков из работы [106]. Для проведения численных расчетов по (6.1) необходимо знать гидродинамическое давление, а также реологические характеристики бурового раствора в условиях скважины.
Ниже излагается задача определения реологических характеристик бурового раствора на базе решения обратной гидродинамической задачи с использованием экспериментальных данных по определению Р [65].
Определение основных гидравлических характеристик потока вязкопластичной жидкости сводится к нахождению коэффициентов 2а и b в известной системе дифференциальных уравнений [178]:
дР 3v
dt дх
(6.2)
где х, t - пространственная (вдоль оси скважины) и временная координаты; начало координат х = 0 расположено на устье скважины; р - плотность бурового раствора, кг/и3 ; v - скорость движения раствора, м/с; с - скорость распространения звука в буровом растворе, м/с; Р — гидродинамическое давление в кольцевом зазоре скважины, Па; 2а, b — коэффициенты, зависящие от свойств бурового раствора и рассчитываемые, согласно [178], по зависимостям
c-'], (6.3)
16т,,- т
, (6.4)
где т) — структурная вязкость, Па • с; d6 — диаметр бурильной колонны, м.
Исключив в системе (6.2) скорость v, получим
Э2Р „ ЭР 2Э2Р
—т + 2а— = -с2—т. (6.5)
Эг dt дх2
Известно, что величина гидродинамического давления является, кроме прочего, линейной функцией координаты х Поэтому перепишем (6.5) так:
д2 зр
- = 0. (6.6)
187
Дважды интегрируя (6.6) по t, получаем
2а = -- - - 2 - . (6.7)
]p(t)dt-P(t0)(t-t0)
'о
Так как с начального момента спуска колонны t0 = 0 до конечного t = Т гидродинамическое давление снижается практически до нуля, выражение (6.7) примет вид
(6.8)
p(t)dt
Интегрируя первое уравнение (6.2) по t за период спуска колонны Т и считая Р(х, 0) = Р(х, Т) = 0, получим
т др ( т Л
f ^-dt = p\2a]vdt + bT\. (6.9)
о Э* ^ о )
Из условия неразрывности выразим скорость v раствора в кольцевом пространстве через регистрируемую на устье скорость спускаемой колонны VK :
на участке бурильных труб х е [0, х\ ]
(6.10)
на участке обсадных труб х е [xl ,

где d0 - диаметр обсадной колонны, м; D - диаметр скважины (открытого ствола), м.
Интегрируя (6.9) по длине спускаемой колонны с учетом (6.10) и (6.11) и считая избыточное давление на устье в процессе спуска колонны равным нулю, запишем окончательное выражение для коэффициента Ь:
• (6Л2)
Рассмотрим результаты эксперимента [65]. В скважину с внутренним диаметром обсадных труб 222 мм спущена колонна бурильных труб наружным диаметром 168 мм и длиной 286 м на глубину 610 м.
188
p,l 2,0 1,6 1,2 0,8 0,4 ЛПа VK , М/С 0,80 0,64 0,48 0,32 0,16 0
S •*• / \
/ I/ ,,. ' V
X X ,'2 ,.A \ »
/ у / / / X / X -" X"" tv«
J's-'^ Vv . -i.""-5---.—
10
15
20
25
Рис 6 1 Динамика процесса спуска колонны на длину одной бурильной трубы [332]
1 — скорость спуска колонны, 2,3— изменения давления, регистрируемые датчиками, расположенными 2 - у башмака, 3 - на расстоянии 286 м от башмака
Бурильная колонна оборудована двумя магнитоупругими датчиками давления, один из которых расположен на башмаке бурильной колонны, другой — на последней бурильной трубе, т.е. на расстоянии 286 м от первого Информация от датчиков передается на поверхность по каротажному кабелю. На поверхности использованы автоматические самопишущие потенциометры КСП2-016 с лентопротяжными механизмами.
Одновременно с двумя приборами, регистрирующими давление в процессе спуска бурильной колонны, третий самопишущий прибор регистрирует выходное напряжение тахогенератора постоянного тока, мгновенные значения ЭДС которого пропорциональны мгновенным значениям скорости спускаемой колонны. Высокая чувствительность аппаратуры (до 300 мм/МПа) и увеличенная до 240 мм/мин скорость движения диаграммной бумаги позволили получить четкие диаграммы, характеризующие динамику спуска бурильной колонны на длину одной трубы (рис. 6.1). Используя экспериментально полученные данные, рассчитываем по (6.8) и (6.12) коэффициенты гидравлической характеристики потока, зависящие от свойств бурового раствора: 2а =0,18132 с"1, b = 0,8145 м/с2. Далее по формулам (6.3) и (6.4) рассчитываем параметры бурового раствора: структурная вязкость г\ - 4,8 Па • с, предельное напряжение сдвига тпр = 160 Па.
Расчет глубины проникновения бурового раствора в призабойную зону по формуле (6.1) дает / = 0,065 м. Таким образом, одной из причин загрязнения ПЗС является процесс спуска бурильной колонны (а в равной степени и обсадной), что должно учитываться в практической деятельности.
189
Очистка призабойной зоны и улучшение ее фильтрационных характеристик осуществляются различными способами, среди которых особое место занимают химические методы воздействия. Успешность и эффективность этих обработок в значительной мере зависят от точности их проектирования с учетом конкретных особенностей каждого объекта.
6.2. РАЗРАБОТКА КОМПОЗИЦИОННЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СОЛЕОБРАЗУЮЩИХ СКВАЖИН
Данные о свойствах комплексонов и их применении в нефтяной промышленности изложены в работах [9—11, 28, 105-107, 117, 166, 190, 193, 194, 196, 310, 327, 332, 334]. Установлено [104], что композиционные составы на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) весьма перспективны, технологичны и не уступают, а по ряду показателей превосходят выпускаемые зарубежными фирмами. Эти составы включают НТФ и ПАВ. Введение ПАВ позволяет улучшить адсорб-ционно-десорбционные свойства реагента, что выражается в снижении на 60-80% вымываемости ингибитора из ПЗС. Наиболее эффективны реагенты, сочетающие свойства синтетических ПАВ с хелатными, имеющими в своем составе группировки, характерные для стабилизаторов солей жесткости.
Исследование природы и соотношения объемов различных реагентов на кристаллизацию сульфата кальция проведены нами в динамических и статических условиях. Ниже дается краткое описание установок для анализа осадконакопления в нефтепромысловом оборудовании при использовании кондуктометрического, трилонометрического и нефело-метрического методов изучения кинетики кристаллизации неорганических солей. На основе систематических исследований структуры и химического состава солеотложений, отобранных из разных участков нефтяных месторождений, нами обоснован вывод о том, что отложение солей в нефтепромысловом оборудовании есть процесс массовой кристаллизации в гетерогенных и гомогенных условиях. В настоящее время единой теории кристаллизации не существует. Известно [298], что: 1) при построении теоретических моделей кристаллизации учет всех факторов, от которых зависит этот процесс, и возможных вариантов их взаимодействия полностью пока неизвестен; 2) экспериментальные методы наблюдения за всеми процессами, происходящими при кристаллизации, ограниченны; 3) при массовой кристаллизации процесс настолько осложняется, что о его механизме можно судить только по косвенным наблюдениям за микрокинетикой; в этом случае скорости образования и роста кристаллов определяются на основании данных об изменении концентрации растворенного вещества и гранулометрического состава выпадающей твердой фазы.
Установлено [297], что движущим фактором кристаллизации является пересыщение водно-солевой системы. Поэтому исследование пересыщенных растворов представляет значительный интерес. Для про-
190
Рис. 6.2 Схема установки для определения индукционного периода кристаллизации перемешиваемого раствора
1 - термостатируемая стеклянная баня, 2 - привод магнитной мешалки, 3 - термостат, 4 - прибор Титр", 5 - самописец типа КСП-4, 6 - магнитная мешалка
ведения кондуктометрических измерений использовалась установка, позволяющая регистрировать изменение концентрации пересыщенного раствора по изменению проводимости раствора в процессе кристаллизации. Установка состояла из термостата, реакционного стакана с двойными стенками и кондуктометра. В герметичную крышу стакана вмонтированы мешалка, термометр, электроды, подсоединенные к кондуктометру, трубка для отбора проб и проделано отверстие для заливки раствора. Кондуктометр представлял собой низкочастотный мост высокой чувствительности, разработанный С.И. Ремпелем, который может питаться от сети переменного тока, а уравновешиваться на постоянном токе. Это позволяет работать без чувствительного усилителя или осциллографа, ибо при постоянном токе можно применять нуль-гальванометр. При этом измеряется полное сопротивление электрической ячейки. Ошибка измерений прибора составляет ±0,01-0,02%.
191
Мутность раствора определяли нефелометрически с помощью установки, показанной на рис. 6.2. Через электролитическую ячейку, помещенную в прибор "Титр" 4, пропускали свет, который падал на датчики-индикаторы. Сигнал датчиков записывался с помощью потенциометра-самописца 5 (типа КСП-4). Частицы вновь образовавшейся фазы, уменьшая степень пропускания света, меняют показания прибора. Ошибка измерений не превышает ±0,02%.
Трилонометрическое титрование проводили с использованием трех стаканов с подвижным дном, конструкция которых заимствована из работы [145]. Медленно надавливая с помощью специального устройства на подвижное дно, отбирают пробу раствора для анализа. Это позволяет предотвратить попадание в раствор воздушных пузырьков и пылинок. Последние могут появиться в растворе при титровании с использованием открытого сосуда с неподвижным дном. Так как они служат весьма активными центрами кристаллизации, это существенно влияет на кинетику осаждения солей. Таким образом, использование герметично закрытого стакана с подвижным дном повышает точность результатов опыта.
Для исследования гранулометрического состава осадка в пересыщенные растворы помещали металлические пластинки.
Пересыщенные растворы изучаемых соединений получали в результате их химической реакции при сливании. Такой способ, обычно применяющийся при кристаллизации труднорастворимых солей, дает возможность регулировать величину исходного (начального) пересыщения в широких пределах. Для получения пересыщенных растворов сульфата кальция применяли растворы сульфата натрия и хлористого кальция, в случае карбоната кальция - растворы углекислого натрия и хлористого кальция, а в случае сульфата бария - растворы сульфата натрия и хлористого бария.
Растворы исходных реагентов готовили растворением реактивов марки ХЧ в бидистиллированной воде. Перед смешиванием растворы фильтровали для удаления нерастворимых примесей. Брали такие концентрации исходных растворов, которые обеспечивали необходимые по реакции стехиометрические соотношения. Изменяя молярности смешиваемых растворов при сохранении соотношения между объемами, легко получали желаемые пересыщения.
Эквивалентные количества приготовленных растворов быстро вливали в термостатируемый кристаллизатор через V-образный смеситель. Изучение кинетики кристаллизации проводили при различных температурах.
Как показано в работе [260], несмотря на то что сливание происходит в течение определенного промежутка времени, а не мгновенно, основные характеристики процесса кристаллизации незначительно отличаются (в пределах ошибок измерений) от тех, которые наблюдались бы при мгновенном смешивании.
Кристаллизация изучаемых соединений происходит не в чистых водных растворах, а в присутствии создающего фон соединения, обра-
192
Рис. 6.3. Диаграмма состояний раствора сульфата кальция
S - стабильная область; Afj, MI - первая и вторая метастабильные области; L — лабильная область; О - кривая растворимости; 1,2-кривые, отвечающие первой и второй границам метаста-бильности
Сса 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0 80ц» %
•— - L 2

М2
М,
•1 '• • " • Т" ^-|~^ 0 — мк« •" — •• •- • ••
20 40 ' 60 80 1C Г,°С
зующегося в ходе обменной реакции между исходными реагентами. Оценку растворимости исследуемых соединений в присутствии фонового электролита проводили по известной методике [260]. Для растворов сульфата кальция нами построена диаграмма состояний на основе экспериментальных данных. Линия равновесной концентрации (бино-даль) построена по литературным данным (рис. 6.3). Точки линии 2 (спинодали) определяли по методике, описанной в работе [298], измеряя время существования пересыщенных растворов в неизменном состоянии и экстраполируя результаты измерений до той концентрации, при которой индукционный период кристаллизации равен нулю.
Линию 7, соответствующую границе первой и второй областей метастабильности, строили по точкам, определяемым по методике, изложенной в работе [299]. Расчеты по методике [208] показали, что в пластовых водах за счет присутствия в значительных количествах хлоридов и других солей растворимость сульфата кальция, сульфата бария и карбоната кальция выше, чем в дистиллированной воде.
Однако анализ результатов многочисленных промысловых наблюдений и литературных данных [208] показывает, что обычно пластовые и попутно-добываемые воды в солеобразующих скважинах представляют собой метастабильные водно-солевые растворы. Поэтому при моделировании процессов солеотложений мы, используя полученную диаграмму состояний раствора сульфата кальция, задавались концентрациями растворов, соответствующими метастабильной области их существования. При этом, как известно, невозможно мгновенное самопроизвольное зарождение кристаллов в растворе. Кристаллизация солей начинается по истечении индукционного периода.
Для приготовления растворов обычно использовали бидистиллиро-ванную воду. Кроме того, в отдельных опытах процесс осадконакопле-ния изучали в водно-солевых растворах на основе дистиллированной, водопроводной или альб-сеноманской пластовой воды. Добавляя в эти воды растворы различных солей, добивались пересыщения их относительно того или иного компонента.
1- Л.Х. Ибрагимов 193
о
7,2
72
14,4 21,6 28,8 Г -Ю-3, с (1-7)
36,0
360
144 216 288 Г -Ю-3, с (8-10)
Рис. 6 4. Динамика изменения относительной перенасыщенности сульфатно-кальциевых растворов с исходным пересыщением ДС = 0,825%
1 - без добавок, 2-10 - с добавками ингибиторов I-IX соответственно, АС о - исходное пересыщение, ДС, - текущее пересыщение, %
Известно, что процессы кристаллизации исследуемых труднорастворимых соединений соответствуют уравнению реакции первого порядка и характеризуются на различных стадиях длительностью индукционного периода, константой скоростей К для карбоната кальция и двумя константами К\ и К2 для сульфата кальция. По этим показателям устанавливали эффективность ингибирующего действия реагентов в статических условиях. ~"
Для опытов использовали ряд реагентов: промышленные фракции СЖК CIQ-CIS; их натриевые соли и соли с мочевиной; алкилсульфаты фракции Cjo-Cig; алкилсульфонаты фракции Сю-С^; полиакриламид; диэтаноламин; комплексен ДПФ; частично омыленные жирные кислоты (степень омыления 0,4), применяемые в качестве смазывающих добавок в глинистые растворы при вскрытии продуктивных пластов; синтезированные в лаборатории натриевые соли сульфокарбонатных СЖК (содержащие 1-3 сульфогруппы на молекулу); пасту, полученную фотохимическим сульфоокислением промышленной фракции СЖК С17-С2о с последующей нейтрализацией щелочью, а также двух- и трехкомпо-нентные смеси названных веществ с нитрилотриметилфосфоновой кислотой.
Введем следующую нумерацию исследованных ингибиторов соле-отложений.
194
кк 0,4 0,3 0,2 од м,%
\
\
\ \
V. ^—
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Рис 6 5. Зависимость критической концентрации мицеллооб-разования водного раствора ингибитора солеотложений от доли НТФ в составе ингибитора, включающего натриевые соли суль-фокарбоновых СЖК и НТФ. Концентрация НТФ в растворах -0,001%
I. Натриевые соли СЖК Ci0-Ci6 + алкилсульфаты фракции
П. СЖК С17-С2о + мочевина.
III. СЖК С18-С20 + мочевина.
IV. НТФ.
V. Натриевые соли СЖК C1(r-Ci6 + алкилсульфат + НТФ.
VI. Натриевые соли сульфокарбонатных СЖК С10-С16 + НТФ.
VII. СЖК С17-С2о + мочевина + НТФ.
VIU. Алкилсульфат + мочевина + СЖК С18-С2о + НТФ.
IX. Алкилсульфонат + НТФ.
Во всех опытах, результаты которых приведены на рис. 6.4, концентрация ПАВ составляла 0,004% веса пересыщенного раствора, а НТФ - 0,001% их веса.
Как следует из рис. 6.4, индукционный период гинд кристаллизации соли может изменяться в весьма широких пределах в зависимости от природы и объемных соотношений добавок, вводимых в пересыщенный раствор. Ингибиторы I-III изменяют значение Гинд незначительно. При этом они обладают следующими достоинствами:
способствуют гомогенному зарождению твердой фазы и существенно (на 80-85%) замедляют скорость накопления осадков на металлической поверхности;
предотвращают коррозию металла.
Высокоэффективный ингибитор НТФ (см. рис. 6.4, 5) имеет повышенную коррозионную активность.
В наших опытах скорость коррозии стали 3 в 0,001%-ном водном растворе НТФ достигала 0,92 г/(м2 ч). Введение в раствор НТФ добавок ПАВ снижало коррозию металла. Так, в растворе, содер-
7* 195
жащем 0,001% НТФ + 0,004% натриевых солей сульфокарбонатных СЖК, скорость коррозии снижалась до 0,03 г/(м2 • ч), а в растворе 0,001% НТФ + 0,004% алкилсульфоната она составляла 0,10 г/(м2 • ч). Эти результаты и данные, приведенные на рис. 6.4, свидетельствуют о целесообразности использования двух- и многокомпонентных ингибиторов солеотложений. Наибольшей эффективностью ингибирующего действия обладают реагенты V-IX. Дополнительные опыты показали, что можно несколько уменьшить концентрации некоторых ингибиторов при тех же исходных пересыщениях кальция в растворах (С0 = 0,825%), практически не изменяя их ингибирующего действия. К ним относятся композиции, содержащие 0,001% НТФ в воде и следующие добавки: 1) 0,003% алкилсульфоната; 2) 0,001% натриевых солей сульфокарбо-новых СЖК; 3) 0,001% алкилсульфата + 0,001% мочевины + 0,001%
Кроме того, исследована поверхностная активность ингибиторов солеотложений. Установлено, что при синтезе двух- и трехкомпонент-ных ингибиторов солеотложений критическая концентрация мицелло-образования (ККМ) водного раствора ПАВ существенно изменяется в зависимости от объемных соотношений НТФ и ПАВ. На рис. 6.5 приведены результаты исследований ККМ водных растворов НТФ и натриевых солей сульфокарбоновых СЖК (содержащие 1-3 сульфо-группы в молекуле) в зависимости от отношения объема добавленного в водный раствор НТФ УНТФ к общему объему добавок У.
Результаты исследований показывают, что одновременно с уменьшением ККМ повышается эффективность их ингибирующего действия за счет усиления синергического эффекта. Так, при кристаллизации сульфата кальция из пересыщенного водного раствора (АСо = 0,815%) индукционный период составил 6,25 мин. Добавки 0,001% натриевых солей сульфокарбоновых СЖК увеличивали его до 30 мин, а добавки 0,001 % НТФ - до 3 ч 30 мин.
Введение этих соединений в пересыщенный раствор сульфата кальция (АС0 = 0,815%) в соотношениях VHT/V = 0,2 и более увеличивало индукционный период до 7 ч. Аналогичный эффект наблюдается при исследовании некоторых других ингибиторов, содержащих НТФ и ПАВ. Возможно, это один из факторов, обусловливающих оптимальные соотношения объемов компонентов в ингибиторах солеотложений.
Следует отметить, однако, что в водных растворах алкилсульфоната проявление указанного эффекта снижения ККМ при введении в них добавок НТФ незначительно (максимально не более 10%).
Оптимальные концентрации ингибиторов существенно зависят от степени пересыщения водных растворов солей. Они уменьшаются при малых значениях АСо- При концентрациях сульфата кальция 0,38% они уменьшались в 2-3 раза по сравнению с указанными выше оптимальными концентрациями для случая ДС0 = 0,815%. Константы скорости кристаллизации, рассчитанные по уравнению автокаталической реакции в области малых пересыщений раствора, при увеличении концентраций
196
Химический состав проб воды
Таблица 6.1
Проба воды Содержание ионов, мг/л Общая мине-
рализация, мг/л
Са2+ Mg2+ К+, Na+ С1- НСО~
А 1603,0 24,0 7912,0 14889,0 366,0 24794,0
В 561,0 24,0 6049,0 10280,5 183,0 17097,7
С 460,9 316,2 12021,8 148979,0 1024,8 28702,7
D 1072,1 109,4 7107,0 1311,6 61,0 9651,1
ингибиторов солеотложений III, VI, VHI и IX изменялись незначительно - от 0,0003 до 0,0005 мас.%.
Результаты исследования совместного действия на кристаллизацию карбоната кальция нефтяных компонентов, выделенных из состава солевых отложений, и ингибиторов кристаллизации показали незначительное влияние углеводородных соединений на эффективность действия ингибиторов. Так, при концентрациях ионов кальция в растворе 9,0 мг-экв/л добавки 0,01-0,17 мас.% нефтяных компонентов уменьшают индукционный период кристаллизации кальцита из его водного раствора в присутствии ингибиторов солеотложений не более чем на 5%. Константа скорости кристаллизации при этом увеличивается лишь на 3-5%. В этих опытах использовали углеводородные соединения, выделенные из образцов солеотложений на месторождении Жеты-бай. Очевидно, незначительная роль нефтяных компонентов объясняется тем, что они имеют меньшую поверхностную активность, чем ингибиторы солеотложений.
Для снижения температуры замерзания ингибиторов солеотложений в их состав вводят добавки этиленгликоля. Нами установлено, что эти добавки разрушают структуру кристаллов солей.
Наиболее эффективны, как показали результаты экспериментов, составы для предотвращения солеотложений, включающие НТФ, этиленгликоль и сульфосоединения в виде алкилсульфонатов С]0-С16 или натриевых солей жирных сульфокарбоновых синтетических кислот С17-С2о при следующем соотношении компонентов (в мас.%): НТФ 30-50; этиленгликоль 10-30; сульфосоединения в виде алкилсульфонатов С]0-С16 или натриевых солей жирных сульфокарбоновых синтетических кислот 20-60; СЖК С17-С2о - остальное. Химический состав использованных проб воды приведен в табл. 6.1.
Применяют ингибиторы в виде 10-80%-ных водных растворов. Составы ингибиторов солеотложений с предлагаемыми соотношениями компонентов приведены в табл. 6.2 (составы 2—4 и 7-9). Например, для приготовления состава 4 берут 0,5 кг НТФ, 0,3 кг этиленгликоля и 0,2 кг алкилсульфоната и вводят каждый из компонентов в любой последовательности в емкость малыми порциями (по 20-40 г) при тщательном перемешивании с помощью механической мешалки в течение 1 ч со скоростью 2000-5000 об/мин.
197
Таблица 6.2
Компонентный состав (в мас.%) ингибиторов солеотложений
Компоненты 1234 5 6 7 8 9 10
НТФ 25 30 40 50 55
Этиленгликоль 15 10 20 30 25
Алкилсульфонат 60 60 40 20 20
НТФ 25 30 40 50 55
Этиленгликоль 15 30 20 30 25
Натриевые соли 60 60 40 20 20
Составы 1, 5, 6 и 10 приведены для обоснования оптимальности предложенных композиций. Пределы добавок сульфосоединений обусловлены необходимостью экономии дорогого реагента - НТФ, обеспечения высокой эффективности ингибирующего действия и низкой коррозионной активности состава. Ингибитор испытывают на пластовых водах. Из этих вод выпадают смесевые солевые осадки, содержащие кристаллы различных солей (карбоната и сульфата кальция, хлоридов натрия и калия, карбоната магния). В пробы вод вводят ингибиторы солеотложений и коррозии в различных концентрациях, после чего их прокачивают с помощью термостата при 50°С через стеклянный кожух с металлическим электронагревателем. На электронагреватель с помощью регулировочного автотрансформатора в течение 5,5 ч подают нагрузку 1500 Вт. По окончании опыта электронагреватель, на котором выпадают осадки солей, извлекают из кожуха, сушат в сушильном шкафу при 105°С в течение 30 мин и взвешивают.
Полученные результаты расчета эффективности ингибирующего действия предлагаемого и известного ингибиторов представлены в табл. 6.3. Эти данные показывают, что предложенный ингибитор при содержании 0,0005 мас.% в воде, образующей смесевые солевые отложения, имеет 95—100%-ную эффективность ингибирующего действия, а известный ингибитор имеет эффективность 67-77%, при этом расход дорогостоящих НТФ в предлагаемом составе уменьшается почти в 2 раза. Одновременно обеспечивается больший эффект предотвращения солеотложений (на 33-23%).
По механизму действия все исследованные нами ингибиторы солеотложений можно разделить на: 1) ПАВ; 2) комплексоны; 3) ингибиторы комплексного действия. ПАВ значительно увеличивают количество образующихся в объеме раствора центров кристаллизации, адсорбируются на поверхности последних и препятствуют их росту. Комплексоны НТФ и ДТФ образуют с ионами кальция и магния устойчивые водорастворимые комплексы; кроме того, они адсорбируются на ультра-микрозародышах и образуют комплексы с ионами кальция, входящими в кристаллическую решетку (по данным С.И. Ремпеля и др.).
198
Таблица 6.3 Результаты исследования эффективности композиций ингибиторов
Состав ингибитора (см. табл. 6.2)
Степень предотвращения отложений солей, % при концентрации ингибитора в воде, мас.%
0,0005
0,001
0,002
Состав воды (см. табл. 6.1)
9
10
Известный
86
95
97
97
97
89
96
97
100
100
69
87
96
99
98
99
92
98
100
99
99
75
92
100
100
100
100
94
100
100
100
100
75
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Известный
95 95 95 95 90 97 97 97 97 67
90
98
98
100
100
92
98
98
100
100
75
93
100
100
100
100
94
100
100
100
100
78
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Известный
85 94 97 97 97 90 98 98 98 98 76
96 98 98 98 92 99 99 99 99 78
91
100
100
100
100
94
100
100
100
100
81
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Известный
97 97 97 97 91 97 98 97 97 77
91
98
99
98
98
94
99
100
99
99
79
95
100
100
100
100
94
100
100
100
100
81
Примечание. Известный ингибитор содержит 90 мас.% аминоалкилфосфоновой кислоты и 10% этиленгликоля, что обеспечивает его наибольшую эффективность.
199
В отличие от мелкодисперсного осадка, формирующегося при применении ПАВ, солеотложения в присутствии комплексонов содержали крупные кристаллы Очевидно, это объясняется уменьшением пере-сыщенности раствора за счет связывания части ионов кальция комп-лексонами. Высокая эффективность двухкомпонентных ингибиторов солеотложений объясняется синергизмом действия смесей ПАВ и комплексонов Независимо от наличия или отсутствия в системе ингибиторов солеотложений по истечении индукционного периода начиналась визуально наблюдаемая кристаллизация солей.
Предотвращение выпадения осадков на поверхностях твердых тел при использовании ингибиторов можно объяснить тем, что они спбсоб-ствуют проявлению гомогенного механизма кристаллизации (в объеме раствора). Взвешенные в потоке кристаллы солей имеют низкий уровень адгезии друг к другу и к поверхности оборудования.
Изложенное позволяет разрабатывать технологии, предотвращающие отложения солей в ПЗС, и в значительной степени повышать эффективность разработки месторождений. В то же время повышения эффективности выработки запасов углеводородов можно добиться и за счет системного подхода к реализуемым мероприятиям.
6.3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ПРОЦЕССА ОБРАБОТКИ ПЗС РАСТВОРИТЕЛЯМИ
В процессе глушения добывающих скважин растворами хлористого кальция и другими жидкостями на водной основе последние проникают в призабойную зону, увеличивая в ней водонасыщенность и снижая тем самым фазовую проницаемость для нефти. В условиях гидрофильных неоднородных коллекторов положение усугубляется капиллярными силами, которые способствуют формированию водонефтяных смесей на границе нефть—вода и тем самым создают дополнительные сопротивления фильтрации нефти [84].
Одним из эффективных методов увеличения фазовой проницаемости для нефти в ПЗС может быть последовательная закачка в скважину двух растворителей: водорастворимого (ацетон, метанол, изо-пропиловый спирт, этиловый спирт и др.) и нефтерастворимого (бензольные и гексановые фракции, ШФЛУ). Метод основан на растворении и выносе из пористой среды водорастворимым растворителем водной фазы, смешивании водо- и нефтерастворимого растворителей, растворении и выносе из пористой среды углеводородной фазы.
В практике процесс реализуется следующим образом. В скважину закачивают первую порцию водорастворимого растворителя и пускают скважину на самоизлив. После этого закачивают вторую порцию водорастворимого, а вслед за ней нефтерастворимого растворителя В каждом конкретном случае объемы закачиваемых растворителей выбирают исходя из состояния ПЗС, толщины пласта, нефте- и водо-насыщенности.
Эффективность рассматриваемого способа обработки призабойной зоны рассмотрена для условий пласта БВ8 Покачевского месторожде-
200
Рис. 6 6 Принципиальная гидравлическая схема установки
/ - прессы с электроприводом, 2 - емкости (левая - масло, правая - вода и растворы), 5 - прессы с ручным приводом, 4 - образцовые манометры, 5 — поджимки, 6 — регулятор противодавления, 7 - дифманометр, S — кернодер-жатель, / - от газового баллона, Я - заполнение поджимок, III - атмосфера
ния. В связи с отсутствием кернового материала по этому пласту в опытах использовали близкий по коллекторским свойствам керновый материал пласта БВ8 Самотлорского месторождения.
На рис. 6.6 приведена схема лабораторной установки для изучения процессов фильтрации, таких, как механизм вытеснения, характер распределения жидкостей и газов, закономерностей их взаимодействия в пористой среде и конечной эффективности данного процесса. С помощью этой установки можно моделировать процесс вытеснения нефти из пористой среды при заданном постоянном перепаде давлений в условиях, близких к пластовым, - при абсолютных давлениях до 30,0 МПа и температуре до 90°С. Кроме того, она дает возможность проводить операции по подготовке моделей к опытам, такие, как опрессовка сжатым газом и жидкостями, определение проницаемости по газу и по жидкостям, вакуумирование моделей, насыщение флюидами, выдерживание в течение длительного времени при пластовых давлениях и температурах для создания в моделях условий смачивания, аналогичных пластовым.
Основные параметры установки: предельное рабочее давление в основной части гидравлической схемы 30,0 МПа; максимальное давление гидрообжима 60,0 МПа; длина модели пласта 0,5-12,0 м; максимальная температура 90°С.
Установка состоит из следующих основных узлов.
1. Система подачи вытесняющего агента в модель пласта, включая измерительные прессы с приводом и редукторами, поршневые разделители, насос для заполнения разделителей, вентили, манометры.
2. Сменные кернодержатели для сцементированных и несцементированных пористых сред длиной от 0,5 до 12,0 м. Кернодержатель позволяет создавать составные модели пласта из образцов стандартных
201
размеров, общая длина модели до 0,5 м. Наборную модель пласта помещают в резиновую манжету, которая обжимается с боковой поверхности и по оси давлением до 60,0 МПа По длине манжеты установлены 10 герметизированных выводов, через которые измеряют давление по длине модели, а также электрическое сопротивление для расчета коэффициента водонасыщенности. Измерительная аппаратура включает 9 датчиков давления "Сапфир" с вторичными регистрирующими приборами типа КСУ. Измерение электрического сопротивления осуществляется методом шунта с использованием лампового вольтметра В7-27. Источником питания является генератор ГЗ-56/1. В настоящее время изготавливаются кернодержатели длиной 12 м с выводами для измерения давления по длине. В блок кернодержателя входит также термостат с системой поддержания заданной температуры, редуктор "до себя", обеспечивающий создание противодавления в перовом пространстве модели, манифольд, ручные прессы.
3. Система подготовки модели, состоящая из баллонов со сжатым газом, вакуумных насосов, газометров, емкостей, ловушек, манометров, вакуумметров, вентилей.
4. Электрическая схема с пакетными выключателями и реле, с помощью которых управляют электродвигателями и системой поддержания температуры в шкафу.
Перед работой установки поршневые разделители и компоненты модели пласта заполняют жидкостями, устанавливают кернодержатель в схеме.
Модель пласта состоит из отдельных цилиндрических образцов кер-нового материала с ненарушенной структурой (длиной не менее 30 мм, диаметр 28 мм). Цилиндрические образцы выбирали из керна параллельно напластованию с обработкой торцевой поверхности перпендикулярно оси цилиндра.
Образцы, выточенные из кернового материала, экстрагировали спиртобензольной смесью в аппаратах Сокслета, согласно общепринятой методике [140].
Экстрагированные образцы подбирали по проницаемости таким образом, чтобы значение проницаемости отдельных образцов не отличалось более чем на 50%. Далее образцы упаковывали в резиновую манжету кернодержателя, который спрессовывали сжатым газом (воздухом) при давлении 8,0 МПа в течение 6 ч, и определяли абсолютную проницаемость модели пласта по газу. Далее путем фильтрации через модель углекислого газа замещали воздух, затем пористую среду вакуумировали и насыщали под вакуумом пластовой водой. По объему вошедшей в модель воды оценивали пористость. Как правило, даже самое тщательное вакуумирование не позволяет полностью эвакуировать из модели газ. С повышением давления в пористой среде до 2—3 МПа оставшийся после вакуумирования углекислый газ растворялся в воде, что позволяло замерять пористость с обычной точностью.
После насыщения модели пластовой водой замеряли абсолютную проницаемость модели пласта по воде, затем модель нагревали до
202
Рис 6 7 Изменение объемной скорости vo6 фильтрации жидкости при закачке
/ - раствора СаС12, // -нефти, /Я - ШФЛУ, IV -ацетона
пор
пластовой температуры (60°С) и при этой температуре вытесняли воду нефтью. При этом через модель прокачивали три поровых объема Vnop нефти, что позволило снизить водонасыщенность до необходимых значений. Оставшаяся в пористой среде вода считалась связанной. Объем связанной воды оценивали по методу материального баланса. Далее абсолютные давления в модели повышали до Рабс = 20 МПа. При этом давлении и постоянном перепаде 0,02 МПа градиент давлений составлял 0,4 МПа/м, что соответствует пластовым условиям. Параметры модели пласта в опыте: проницаемость К - 48,2 10~15 м2,
пористость т = 0,29, начальная нефтенасыщенность S™4 = 0,71, длина модели / = 0,5 м, площадь поперечного сечения керна F = 6,15 см2.
Суть эксперимента заключается в следующем. В подготовленную рассмотренным образом модель пласта нагнетали 15%-ный раствор хлорида кальция. При этом фиксировали изменение дебита жидкости в зависимости от объема закачанного раствора, выраженного в объемах пор модели пласта (рис. 6.7). Закачку раствора продолжали до полного обводнения пласта и установления постоянного расхода СаС12. Затем в модель закачивали нефть, которую фильтровали также до полного отсутствия в ней водной фазы. По той же схеме в модель в дальнейшем закачивали ШФЛУ, ацетон и снова нефть. По фазовой проницаемости судили об эффективности воздействия на пласт закачкой двух растворителей. Результаты опытов представлены в табл. 6.4 и на рис. 6.7 [130]. Увеличение водонасыщенности модели до SB = 0,71 приводит к увеличению фазовой проницаемости для воды Кв =64 10~15 м2. Последующее нагнетание нефти в модель пласта изменяет насыщенность углеводородами (SH = 0,68) и водой (SB = 0,32), фазовая проницаемость для нефти при этом Кн = 28,9 10~15 м2.
Аналогично в модель последовательно закачивали ШФЛУ, ацетон и снова нефть. В итоге фазовая проницаемость для нефти составила
203
Результаты опытов
Таблица 6.4
Этап Закачиваемый Объем Насыщенность Проницаемость в конце
закачки агент закачки в конце этапа этапа
V пор
угле- водой фазовая для относи-
водо- (рас- закачивае- тельная,
родами твор) мого аген- Д-ед.
та • 10~3 мкм2
1 Раствор СаС12 1,4 0,29 0,71 64,4 0,13
2 Нефть 2,1 0,68 0,32 28,9 0,06
3 ШФЛУ 1,5 0,68 0,32 57,0 0,12
4 Ацетон 0,8 0,08 0,92 101,0 0,21
5 Нефть 1,0 0,95 0,05 143,0 0,30
143 • 10~15 м2, что в 5 раз выше аналогичного параметра в период после закачки СаС^.
Полученные результаты позволили разработать технологию повышения продуктивности скважин путем последовательной закачки в ПЗС водо- и нефтерастворимых растворителей, что повышает эффективность процесса за счет продавки растворителей нефтью. Анализ промысловых данных показывает, что эту технологию целесообразно применять для скважин, эксплуатирующих пласты с высоким содержанием глинистых материалов в интервале проницаемости до 0,05 мкм2 при пластовом давлении выше гидростатического и до 0,1 мкм2 при пластовом давлении ниже гидростатического.
6.4. ОСНОВЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ С ГОРНОЙ ПОРОДОЙ В ДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Математическая модель процесса взаимодействия кислоты с горной породой в динамических условиях основана на предположении, что концентрация кислоты в зоне активного перемешивания есть величина постоянная, а в пограничном диффузионном слое она убывает по линейному закону [241]:
(6.13)
где С — средняя по сечению пограничного слоя концентрация кислоты; С - концентрация кислоты в зоне активного перемешивания; s - площадь поперечного сечения канала, в котором находится кислота; дп - площадь поперечного сечения пограничного диффузионного слоя; Ср — концентрация кислоты на поверхности канала.
204
Основные уравнения имеют вид
-— WU-^ СП = ID
(6.14)
граничные и начальные условия —
= С(х,0) = 0,
(6.15)
где W - скорость движения кислоты по каналу; Л' - константа скорости химической реакции; / - периметр сечения канала; D - коэффициент молекулярной диффузии активного вещества; 6„ - толщина пограничного диффузионного слоя; х — линейная координата; / - время; а - постоянная величина; рп - плотность горной породы.
Полагая, что объемный расход кислоты в канале sW = q является постоянной величиной, и обозначая А = sn/s, имеем
- С+С„
+ А-
2 С-С,
при тех же краевых условиях (6.15). Исключая из (6.16) Ср, получаем
(S.16)
ij -
2 Э*1/ Z?3xL J
+ А7С = 0.
(6.17)
В предположении, что А и 8п/Ю не зависят от координаты х, из (6.17) следует:
D 1ЭС 2/D-
(6.18)
Уравнение (6.18) - обыкновенное линейное однородное дифферен-
205
циальное уравнение второго порядка. Стандартное решение уравнения (6.18) с краевыми условиями С(0) = С0, ЭС/Эх| _ =0 имеет вид
\ /• -\
f / I / f / I
-Я,,—х\ + А2С0ехр\-К2—х\, (6.19)
Я J I 9 )
где
AI=—-—2.—, А2=-.
Ai — Л2
1-Д +


1-Д +
D
Д(1-Д) Из второго уравнения системы (6.16) определяем Ср:
(6.20)
Ср = С-
(6.21)
Введем среднюю концентрацию кислоты в поперечном сечении потока:
(6.22) Подставляя в формулу (6.22) найденные значения С и Ср, полу-
чаем
( К1 \ ( К1 }
С = А,С0 ехр -X,, — х + Л2С0 ехр -Х,2 — х \, (6.23)
1^7 I 4 J
где
А,=-- A2=- (6.24)
В работе [241] получено приближенное решение задачи при условии пренебрежения в системе уравнений величиной Д. Тогда уравнение (6.17) переходит в уравнение первого порядка
В этом предельном случае из (6.23) следует: К1
(6.25) I
206
В работе [241] проведен анализ относительной погрешности этого приближенного решения при значениях qllx = 0,01 см/с, D/8n = = 0,001 см/с. Показано, что относительная погрешность возрастает с увеличением параметра К. Однако при принятых в расчетах параметрах относительная погрешность не превышает 8%. Исходя из этого, автор делает вывод о возможности использования решения (6.25) для практических расчетов.
Рассмотрим подробнее поведение относительной погрешности при изменении К и х.
C0expl-X3 — х
(6.26)
л - . _ „
-Л,! — х \ + А2С0 ехр -Х2 — х V
или
(6-27)
А, ехр -(X,! -Х3) — х + А2ехр -(Х2 -Х3) — х \ 9 ) \ Ч
Здесь Xj - Х3 > 0 и Х2 - Х3 > 0. Отсюда видно, что при д; -» «> относительная погрешность неограниченно возрастает.
Рассмотрим относительную погрешность в предельном случае, когда К — > оо.
'в?
1 D D
M Л. *~" ^~^~*i Hill/^лЛ. ™~ ®®j
jj-. j^ — /\ о ^ .
Л—>oo *- •—" П Л.—'°°
A ,. . A = 1 —, hmA2=—,
2 K^ 2
Отсюда также видно, что относительная погрешность растет с увеличением х.
В частном примере, когда ?>/5п = 10~3 см/с, qllx = 10~2 см/с, Т) = = 0,0644, или Т] = 6,44%. Если взять q/lx = 10~3 см/с, то относительная погрешность достигает Г| = 17,65%.
Таким образом, область возможного применения приближенного
Д D I
решения определяется значением комплексного параметра -—---------
1-Д8п9
Для определения технологических параметров кислотной обработки трещинного пласта можно использовать номограммы С.Г. Просвирова [241], приведенные на рис. 6.8, 6.9.
207
н •о о
IS
ж
X
Е
Объемная скорость закачки кислоты Q0, л/с
р о о ^ ю *. с
} J*. — Ю ф. ООО С
UJ I— «У» «Он— (-П
о о о оо о о
•— о о
Начальная глубина обработки г0—гс, см
Требуемая глубина обработки /но, см
Раскрытость трещин 6п, см /
Концентрация кислоты С0, %
23 5 102040 100 300
Требуемый объем
кислоты КНС|, м3
Трещинная проницаемость , мкм2
Толщина пласта Н, м.
Рис. 6.9. Номограмма для определения технологических параметров СКО, обеспечивающих заданную глубину обработки трещинного карбонатного пласта
На главную страницу