Предупреждение образования водонефтяных эмульсий в скважине с учетом гидродинамических процессов в призабойной зоне пласта

• Автор: Гумеров, Олег Артурович
• Шифр специальности: 05.15.06
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 175 с.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ОБРАЗОВАНИЕМ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СКВАЖИНАХ
1Л. Влияние образования водонефтяных эмульсий на процессы скважинной добычи нефти
1.2. Методы предупреждения образования устойчивых водонефтяных эмульсий в скважинах
1.3. Механизм действия деэмульгаторов и их влияние на процессы, происходящие в скважине
1.4. Постановка задач исследования
2. АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ, ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
2.1. Геолого-физическая характеристика условий эксплуатации скважин
2.2.„ Анализ технологических режимов работы скважин в сложных геолого-физических условиях
2.3. Анализ результатов исследований скважин на неустановившихся режимах работы
2.4. Выводы
3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
3.1. Цели и задачи исследований
3.2. Аппаратура и методики исследования свойств водонефтяных эмульсий

3.3. Аппаратура и методика исследований процессов, происходящих в призабойной зоне скважины
3.4. Результаты исследований физико-химических свойств водонефтяных эмульсий
3.5. Результаты исследований взаимодействия и движения жидкостей в модели вертикального подъемника. Снижение интенсивности процессов эмульсеобразования в процессе подъема обводненной продукции
3.6. Определение характеристик вытеснения жидкостей в пористой среде при моделировании работы призабойной зоны добывающих скважин
3.7. Определение эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в призабойной зоне, образующихся при взаимовытеснении жидкостей
4. РАЗРАБОТКА СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИЙ, ПРЕДУПРЕЖДАЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СКВАЖИНЕ
4.1. Основные требования к специальным жидкостям и технологиям, предупреждающим образование водонефтяных эмульсий в скважине
4.2. Свойства жидкостей, предупреждающих образование водонефтяных эмульсий в скважине
4.3. Результаты промысловых испытаний технологии, предупреждающей образование водонефтяных эмульсий в скважине
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ

454 6Ъ 165 А '75
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти по многим нефтедобывающим регионам. Особенно заметно это происходит в пластах со сложным геолого-физическим строением, насыщенных неньютоновскими нефтями. Причинами ухудшения технологических параметров работы скважин являются: увеличение
обводненности продукции, ухудшение фильтрационных характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей, несовершенство технологий добычи нефти.
Современное состояние технологий добычи нефти требует изучения процессов, происходящих при подъеме жидкостей на поверхность, и условий протекания этих процессов. Это позволит интенсифицировать процессы добычи нефти, особенно в осложненных условиях эксплуатации скважин.
В настоящее время работа многих скважин характеризуется низкими значениями межремонтных периодов. Межремонтный период работы скважин, является комплексным показателем, характеризующим условия эксплуатации скважин, а также состояние и качество работ, проводимых на промыслах по обслуживанию оборудования, его подбору, ремонту и т.д.
Анализ условий эксплуатации осложненного фонда скважин показал, что одной из причин, снижающих межремонтный период их работы, является образование водонефтяных эмульсий. В результате имеет место значительное снижение коэффициента продуктивности скважин по нефти, преждевременный выход из строя нефтепромыслового оборудования и, как следствие, частые ремонты скважин. В результате одновременного действия перечисленных факторов увеличивается расход электроэнергии, материальных и трудовых затрат, возникает необходимость в проведении дополнительных ремонтов.

характеристик пород коллекторов Западно-Сибирского региона и Урало-Поволжья, а в табл. 2.2 петрофизические свойства коллекторов по данным пластам /72, 73, 74/.
Сравнительная оценка литолого-петрографического состава пород-коллекторов Западной Сибири и Урало-Поволжья по рассматриваемым пластам позволяет сделать выводы об их существенном различии. Так содержание кварца в коллекторах Западной Сибири в три раза меньше, содержание полевых шпатов в тридцать раз больше, содержание цемента в два раза больше, гранулометрический состав более мелкозернистый. Коллектора Западной Сибири имеют большую геологическую неоднородность по сравнению коллекторами Урало-Поволжья. Все данные показывают, что с точки зрения фильтрации жидкостей процессы, которые происходят в коллекторах Западной Сибири, имеют более сложный и ярко выраженный характер. Причем, если рассматривать поровое пространство призабойной зоны, то проникновение водных составов, низкие коллекторские характеристики и неоднородность коллекторов будет обуславливать сильные процессы эмульгирования водонефтяных смесей.
Рассмотрим другие характеристики коллекторов Западно-Сибирского региона. В данном регионе нефтяные пласты залегают на больших глубинах с высокими температурой и давлением. Так пластовая температура (пласт БВ«, БСю-п) доходит до 85°С. В тоже время на глубине 100-200м существует слой вечномерзлых пород, температура которого ниже 0°С. Результаты исследований, проведенных на скважине №400/33 Повховского месторождения, подтверждают значительное влияние слоя вечномерзлых пород на снижение температуры потока при подъеме жидкости.
Скважина была остановлена и на разных глубинах в НКТ была замерена температура в течении некоторого времени. Результаты этих замеров представлены в табл. 2.3 и на рис. 2.1.