Шаронов_КР1-1. Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин

• Название: Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
• Анкор: Шаронов_КР1-1
• Дата: 13.11.2022
• Размер: 2.69 Mb.
• Имя файла: Шаронов_КР1-1.docx
• Тип: Курсовой проект; #785860
• страница: 4 из 8

3. Техническая часть

3.1. Литературно-патентный обзор

Большинство месторождений нефти характеризуется слоистой неоднородностью, вследствие чего происходит преждевременное обводнение скважин из-за прорывов вод по высокопроницаемым пропласткам. Для борьбы с обводнением добывающих скважин используют технологии селективной изоляции, основанные на применении изоляционных материалов и реагентов, избирательно закупоривающих только водонасыщенные поры пород коллекторов в результате химических и физико-химических процессов при сохранении проницаемости нефтенасыщенных пор и неселективные методы водоизоляции, предусматривающие закупоривание всего продуктивного пласта с последующим вскрытием его необвод­ненной части. Рассмотрим отдельно каждый из них.

3.1.1. Селективные методы изоляции

Селективные методы изоляции, как уже было сказано ранее, основаны на избирательном закупоривании водонасыщенных пор при сохранении проницаемости нефтенасыщенных пор. Однако механизм, благодаря которому достигается такая избирательность, различается у различных запатентованных составов.

В работе [4] выделяют следующие основные физико-химические процессы, приводящие при определённых условиях к образованию тампонажного материала:

• 
  различная растворимость закупоривающего материала в воде и нефти;
  
• 
  образование осадка в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод;
  
• 
  образование осадка при контакте с изолируемой водой;
  
• 
  коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой;
  
• 
  высаливание полимеров;
  
• 
  обращение эмульсий при контакте с пластовой водой;
  
• 
  снижение растворимости материала при изменении рН среды;
  
• 
  набухание материала в воде;
  
• 
  образование закупоривающей структуры в результате реакции кон­денсации или полимеризации в присутствии воды;
  
• 
  способносить изменения характера смачиваемости скелета кол­лектора или гидрофобизация поверхности горной породы;
  
• 
  способность пены препятствовать фильтрации воды и разрушаться при контакте с нефтью;
  
• 
  особые свойства нефтяных эмульсий или эмульсий на основе аро­матических углеводородов;
  
• 
  адсорбционная способность полимеров;
  
• 
  образование закупоривающей структуры в результате реакции кон­денсации или полимеризации в присутствии воды;
  
• 
  механическое закупоривание фильтрационных каналов водонасыщенной части пласта.
  

Большинство закупоривающих материалов с различной раство­римостью в воде и нефти относится к твердым углеводородам. Это нафталин, воск, парафины, стеариновая кислота, смоляные полимеры, отходы производства полиэтилена, крахмал, алкилароматические смо­лы, высокоокисленный битум, полиолефины. Эти материалы закачи­ваются в пласт в виде пересыщенных растворов или расплавов. Нафта­лин, парафин рекомендуется растворять в анилине, ацетоне, спирте.

Для изоляции водопритоков путем образования осадков в резуль­тате химической обменной реакции с солями пластовых вод используют гидроксиды поливалентных и щелочных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолекулярных кислот.

Образование осадков в результате реакции гидролиза происходит при взаимодействии материалов с водой, а не с содержащимися в ней солями. К числу реагентов, которые подвергаются гидролизу и реко­мендуются для применения, относятся хлористая сера, некоторые ме­таллы, эфир, органические силикаты, канифолевое мыло, изо-ционуровая кислота.

Коагуляция и флокуляция при смешении с пластовой водой свойст­венны коллоидным системам неорганического золя на основе оксидов

железа, алюминия, кремниевой кислоты, натуральным и синтетическим латексам, мылонафтам, суспензиям галактованной смолы.

Методы, основанные на свойствах высаливания полимеров, обычно включаются в предыдущую группу. Однако механизм образования осадка в этом случае заключается в необратимой коагуляции золей, протекающей при наличии сравнительно малого количества электро­лита в воде. При добавлении значительного количества электролита в пластовую воду выделяется высокомолекулярное вещество. Этот про­цесс обратим. В последнее время разработано много полимерных ма­териалов, высаливающихся при контакте с пластовой водой. Широкое применение их в нефтепромысловой практике обусловлено дешевизной и доступностью. К числу высаливающихся при контакте с пластовой водой полимеров относятся производные акриловой кислоты - гипан, метас, реагенты "Комета", К-4, К-9, сополимеры виниловой смолы.

При увеличении концентрации водной фазы и изменении рН среды может происходить обращение закачанной эмульсии в водонасыщенной части пласта, обусловливающее выпадение асфальтосмолистых ве­ществ, малорастворимых в воде неорганических солей или формиро­вание гелеобразных структур.

При изменении рН среды снижается растворимость водных раст­воров танина и солей поливалентных металлов.

Благодаря свойству набухания в воде рекомендовано использовать суспензии глин, желатин, агар-агар, суспензию полигликолевого эфира, а также материал, получаемый в результате взаимодействия водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и реагента-сшивателя с добавкой ортокреозола в качестве замедлителя.

С целью образования закупоривающей структуры за счет кон­денсации или полимеризации в присутствии воды используют главным образом акроидную кислоту, полиизоционаты, силаны.

Все перечисленные выше процессы образования осадков отли­чаются тем, что скорость осадконакопления определяется интенсив­ностью массообмена между пластовыми флюидами и изолирующими материалами. Их сравнительно низкая эффективность обусловлена дли­тельностью процесса образования осадка и недостаточным объемом последнего для изоляции водопритока в скважину.

Широкое применение методов гидрофобизации поверхности горной породы с применением углеводородных жидкостей, гидрофобных эмульсий, ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилокеанов объ­ясняется простотой технологического процесса и отсутствием отрица­тельного влияния на нефтенасыщенную часть пласта. Недостаток метода гидрофобизации пород ПЗС заключается в его малой эффек­тивности при интенсивном отборе пластовых флюидов.

В нефтепромысловой практике нашли применение двух- и трех­фазные пены с получением их в пластовых условиях.

Как и пены, нефтяные эмульсии и эмульсии на основе арома­тических углеводородов в водонасыщенных областях оказывают допол­нительное сопротивление фильтрации жидкости в пористой среде. При контакте с нефтью они разрушаются.

Методы, основанные на адсорбционной активности полимеров, объединяет то, что в качестве основного реагента используется час­тично гидролизованный полиакриламид (ПАА), который за счет адсорбции на скелете породы и особых реологических свойств оказы­вает сопротивление фильтрации воды, не снижая существенно фазовую проницаемость породы для нефти. Аналогичными свойствами обладают метилольные производные ПАА, гипаноформальдегидная смесь, полиакриловые и полиметакриловые кислоты, полиоксиэтилен, темпоскрин. Полиакриламиды широко применяют в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике для ограничения водрпритоков в скважины. Эффективность их использования снижается с ростом ми­нерализации пластовой воды и проницаемости горной породы. Рекомендовано закачивать ПАА совместно и раздельно с катионами поливалентных металлов, сшивающих гидролизованные макромо­лекулы ПАА с образованием геля в пластовых условиях.

Весьма перспективны методы, основанные на комбинации двух или нескольких материалов, обладающих селективными свойствами.

По физико-химическим свойствам материалы для ограничения водопритоков в скважины, используемые при селективном воздей­ствии, принято делить на следующие основные группы: осадкообразующие; отверждающиеся; гелеобразующие; гидрофобизирующие поверхность горной породы; пенные системы.

В.А. Шумилов [5] предлагает делить их только на две группы: 1) отверждающиеся при контакте с изолируемой водой, т.е. образую­щие осадок (гипан, латекс, суспензии цемента на углеводородной основе); 2) избирательно разрушающиеся от добываемого продукта (нефти или газа) - двухфазные пены, вязкие углеводороды, композиции на основе ПАА.

По механизму тампонирования обводняющегося пласта селек­тивные материалы делятся [5,6,7] на:

1) "избирающие" воду вследствие ее минерализации (избирают электролит); в этом случае идут простые реакции с выпадением нерастворимых солей и мыл (кис­лоты, мылонафт), либо идет коагуляция материала (гипан, латекс на­туральный или синтетический);

2) "избирающие" воду с любой минерализацией; в этом случае идут реакции гидратации и гидролиза (гипс, цемент, минеральные соли жирных кислот, хлористая сера, хло­рид железа);

3) разрушающиеся и селективно блокирующие движение пластовой воды (двухфазные пены, эмульсии, вязкие углеводороды).

В работе [8] предлагается растворы химических соединений и многокомпонентные водоизолирующие дисперсии подразделять на следующие три основных типа: суспензии, гели и твердеющие вяжущие вещества. При этом различают гели классические (частично отвержденные) и ксерогели (отвержденные). Системная технология воз­действия на пласт предусматривает применение в основном частично отвержденных гелей, образующихся при сшивке полимера, в частности ПАА, реагентом-сшивателем. Последние, обладают вязкоупругими свойствами и носят название "вязкоупругие системы" (ВУС). Впервые ВУС начали применять при цементировании скважин [9]. При этом использовали композицию, состоящую из ПАА, гексарезорциновой смолы (ГРС) и формалина. Применение ВУС для водоизоляции позволило увеличить эффективность тампонирования обводненных интервалов и упростить технологию, используя вместо ГРС формальдегидную или резорцино-формальдегидную смолу [10]. Позже были испытаны ВУС-2, включающий водный раствор ПАА и хром-калиевые квасцы (ХКК), а также ВУС-3, состоящий из ПАА, смолы ТСД-9 или СА-28, формалина и воды. Удельный объем ВУС-2 и ВУС-3, приходящийся на 1 м эффективной толщины пласта, составил 3-4 м³. Успешность операций составила 40-60% при дополнительной добыче 1,3-3 тыс. т [11].

ВНИИнефть и Гипровостокнефть [12] предложили состав для регулирования фильтрации воды, включающий ПАА и ХКК. При этом ХКК играют роль сшивателя молекул ПАА. Дефицит ХКК затрудняет широкое внедрение этого состава. ВНИИКРнефть предложил компози­ции, включающие ПАА или КМЦ, бихроматы и лигносульфонаты. Эти композиции названы гелеобразующими составами (ГОС-1 на основе КМЦ и ГОС-2 на основе ПАА). Окислительно-восстановительная реакция лигносульфонатов с бихроматом калия (или натрия) в водной среде приводит к образованию ионов трехвалентного хрома, которые, сшивая молекулы КМЦ или ПАА, переводят исходный раствор в гель. Недостатком ГОС-1 и ГОС-2 является сравнительно низкий градиент давления сдвига.

В настоящее время отсутствует материал для водоизоляции, обеспе­чивающий достаточную эффективность операции при различ­ных геолого-промысловых условиях. Во ВНИИнефть и НижневартовскНИПИнефть разработаны новые композиции ВУС.

        Сравнительно высокая эффективность селективной изоляции обеспечивается следующими физико-химическими свойствами при­меняемых тампонажных материалов:

• 
  растворимостью в нефти и нерастворимостью в воде;
  
• 
  селективной адгезией образующегося в ПЗС геля (осадка) к гидро­фобной (смоченной нефтью) породе;
  
• 
  достаточно высокой механической прочностью и высоким градиен­том давления сдвига образующегося геля (осадка) в пористой среде;
  
• 
  способностью гидрофобизировать поверхности фильтрационных ка­налов;
  
• 
  достаточно высоким регулируемым индукционным периодом време­ни загустевания при пластовых давлениях и температурах;
  
• 
  регулируемой подвижностью в пористой среде в период закачки в ПЗС.
  

Компоненты изоляционного материала должны быть дешевыми, не­дефицитными, нетоксичными. Что касается требований к технологиям ограничения водопритоков, то они хорошо известны (по трудам ВНИИ-нефть, ВНИИКРнефть, НижневартовскНИПИнефть):

• 
  возможность достижения высоких технико-экономических показа­телей изоляционных работ и существенный рост производительности труда;
  
• 
  простота и надежность технологических процессов, использование стандартного нефтепромыслового оборудования;
  
• 
  совместимость изоляционных материалов с используемыми прода-вочными жидкостями и жидкостями глушения;
  
• 
  возможность сохранения коллекторских свойств нефтенасыщенной части продуктивного пласта;
  
• 
  предотвращение прихвата НКТ при проведении обработки и исклю­чение необходимости разбуривания оставшегося в стволе скважины тампонажного материала;
  
• 
  достаточная прочность образующегося экрана.