То самое Алмико

УДК 662.279.74

Латыпов Б.М., Латыпов Т.Б., Прочухан Ю.А., Прочухан К.Ю.

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ТЕХНИЧЕСКИХ,ЕСТЕСТВЕННЫХ И ГУМАНИТАРНЫХ НАУК

Сб. Материалы Международной научно-технической конференции 27-28 мая 2010г. вып.5

Уфа, Издательство УГНТУ 2010г.

Интенсификация работ по повышению качества вскрытия  пластов  на  всех уровнях от научно-исследовательских до промысловых организаций позволяют объединить все исследования по четырем основным направлениям:

1. совершенствование составов растворов на углеводородной основе
2. улучшение свойств буровых растворов
3. разработка новых ингибиторов для буровых растворов
4. разработка новых способов вскрытия продуктивных пластов

Каждое из направлений имеет право на жизнь, хотя и не лишено определенных недостатков. Так, первое из направлений ориентировано, в основном, на снятие парафиновой блокады и мало влияет на глинистую кольматацию призабойной зоны скважины. При этом, следует отметить, что закачка части осветленных продуктов переработки нефти обратно в скважину неизбежно снижает эффективность как нефтепереработки, так и нефтедобычи.

Разработка ингибиторов парафиноотложения и кольматации коллектора (новых типов) сложна и не однозначна, т.к. повышенная депрессия  при неустойчивых коллекторах  неизбежно приводит  к нарушению призабойной зоны, что вызывает нарушение эксплуатации и выход из строя скважины не зависимо от типа ингибитора. Новые способы вскрытия продуктивных пластов могут изменить ситуацию, если будет применен принципиально новый метод вскрытия [1]. Однако, анализ литературы не позволяет надеяться на сколько-либо быстрое решение этой проблемы.

В этой связи представилось интересным изучить возможность комбинации известных методов с целью создания универсальной технологии позволяющей:

-стабилизировать буровые растворы и свести  к минимуму процессы кольматации призабойной зоны с одновременным снижением коррозии,

-провести химическую перфорацию призабойной зоны, совмещенную с процессами депарафинизации  и  стабилизации  глинистых   суспензий.

Теоретически для создания таких композиций  нет ни каких запретов.

Комбинация различных ПАВов в сочетании со спиртами, СЖК различной  молекулярной массы и полиэтилен оксидами позволит совместить эффективность промывки призабойной зоны с деэмульгированием водной эмульсии нефти с одновременной стабилизацией глинистой суспензии и выносом ее из призабойной зоны, депарафинизацией  капиллярной системы призабойной зоны пласта и расширением структуры капиллярной сетки. Все   эти эффекты совместно, даже при незначительном вкладе каждого, дадут более ощутимый эффект,  нежели каждый из них по отдельности.

В этой связи, был исследован новый реагент, представляющий собой многофункциональный препарат на основе синергической смеси ПАВ, изначально предназначенный для повышения эффективности операций вскрытия нефтяных пластов.

Определение эффективности препарата базируется на изменении коэффициента сохранения нефтепроницаемости глинизированных девонских кернов после прокачки  через них водного раствора комплексного ПАВ. Исследования проводили в рамках общепринятой методики на лабораторной установке AFS -300 (США) в последовательности (5 + 5 параллельных опытов):

насыщение керна пластовой водой, прокачка девонской товарной нефти, прокачка исследуемого раствора ПАВ, выдержка 24 часа и 48 часов, контрольная прокачка девонской нефти.

При этом, на каждой стадии до и после прокачки ПАВ определяли нефтепроницаемость пористой среды. Отношение  этих величин до и после обработки испытуемым раствором дает нам значение коэффициента нефтепроницаемости. Основные результаты испытания сведены в Табл.1.

№№ п/п	Растворитель	Коэффициент  сохранения нефтепроницаемости, %
1.	Пресная вода	34  (средняя величина от  22 до   45%)
2.	Девонская вода	56  (средняя величина от  51  до  61%)
3.	Комплексный ПАВ,  24 час.  —   0,5 % раствор —   1,0%  раствор — 10,0 % раствор	67,1 68,9 66,0
4.	Комплексный ПАВ,  48 час.  —   0,5 % раствор —   1,0%  раствор	84,0 85,3

Видно, что обыкновенная пресная вода способна  восстановить нефтепроницаемость в среднем до 34%. При этом, прокачка пластовой девонской воды обеспечивает  восстановление нефтепроницаемости пласта до 56%. Использование комплексного ПАВ в концентрациях порядка от  0,5 до 3 % в течение первых суток обеспечивает восстановление коэффициента проницаемости 69%, а в следующие  24 часа до 84 %. Микроскопический анализ керна показал, что эффект повышения проницаемости пористой породы в присутствии комплексного ПАВ объясняется резким изменением структуры породы, связанной с диспергацией и вымыванием  глинистых вкраплений и резким увеличением размера пор керна.  Обращает внимание тот факт, что при незначительном времени контакта ПАВ с керном, размер пор увеличивается на порядки, а рельеф поверхности из микрометрового переходит в миллиметровый. Таким образом, экспериментально установлено, что водные растворы комплексного ПАВ позволяют сохранить нефтепроницаемость глинизированных девонских кернов до 69% и более, в зависимости от времени обработки пласта, что в среднем в 2 раза лучше, чем в случае использования пресной воды и почти на 13 – 20% лучше, чем при использовании девонской воды.

Разнообразие и специфика действия ПАВ, в том числе и за счет уникального строения молекул, обуславливает их широкое применение на различных  этапах технологического процесса вскрытия продуктивных нефтяных пластов. Тем не менее, ингибирующие свойства ПАВ, с точки зрения  снижения отрицательного влияния фильтратов промывочных  жидкостей на горные породы и минералы призабойной зоны (в первую очередь это относится к  глинистым породам)  изучены не достаточно и практически не систематизированы. Особенно испытывается недостаток информации  в области прогнозирования и предупреждения  отложения неорганических составляющих потока в сочетании с отложением парафинов,  асфальтосмолистых компонент нефти  и т.д.

Считалось, что наличие катионогенных ПАВ в буровом растворе  нежелательно из-за несовместимости их с микрочастицами глины, т.к. это приводит к коагуляции и резкому ухудшению  реологических и фильтрационных  свойств. При этом известно, что неионогенные ПАВ не вступают, как правило, в химические реакции с солями пластовой воды и только анионные ПАВ значительно теряют свою активность из-за образования нерастворимых осадков с теми же солями пластовой воды. Этот факт так же приводит к  снижению проницаемости пластового пространства. Таким образом, суммируя  выше сказанное можно констатировать:

-все неиногенные ПАВ  способны частично гидрофобизировать поверхность породы;

-пластовая вода (при наличии в ней щелочи)  может усиливать эффект гидрофобизации ( этот эффект особенно характерен для  кварцевых пород );

-катионные ПАВ, коагулируясь на поверхности кварца, придают  ей гидрофобные свойства.

Таким образом, применение  неионогенных и анионных ПАВ способно решить задачу  сохранения естественных характеристик  продуктивного пласта за счет снижения  межфазного натяжения, а катионные ПАВ  придадут поверхности гидрофобные свойства.

Отсюда следуют несколько  вполне обоснованных идей:

-Если катионные ПАВ  в глинистом  буровом растворе подвергается коагуляции, а в структуре пласта гидрофобизируют  каналы фильтрующей поверхности, то необходимо, ингибируя процесс коагуляции, сохранить эффект гидрофобизации;

-Использовать эффект коагулирования глин с катионными ПАВ для извлечения глинистых отложений в каналах фильтрующей поверхности, т.к. подвижность  свежего осадка существенно выше созревшего осадка. При этом необходимо помнить, что формирование осадков зависит от эффективности коагулянта  и  легко поддается регулированию;

-Разумное и научно обоснованное манипулирование такими параметрами как поверхностное натяжение, гидрофильность и гидрофобность в сочетании со способностью стабилизации суспензий и химического вскрытия продуктивных пластов позволяет создать комплексный, многофункциональный ПАВ, сочетающий в себе все необходимые свойства.

Современное состояние науки и знания   в области формирования  суспензий с нано — размером частиц позволяют целенаправленно ставить и решать задачи синтеза,  с целью получения  требуемой композиции.