Взаимодействие растворов кислотообразующих реагентов с карбонатными породами и их фильтрация в модели пласта

• Автор: Солодовников, Антон Олегович
• Шифр специальности: 02.00.04
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 143 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ С КАРБОНАТНОЙ ПОРОДОЙ. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Кинетические уравнения гетерогенных процессов

1.2. Минеральный, фазовый, зеренный состав карбонатных пород

1.3. Кислотное растворение карбонатов

1.4. Физико-химические характеристики растворов сухокислотных композиций и их взаимодействие с карбонатной породой

1.4.1. Кислотная обработка с применением сульфаминовой кислоты

1.4.2. Кислотная обработка с применением смеси параформа и хлорида аммония

1.4.3. Кислотная обработка с применением азотнокислой мочевины

1.5. Формирование червоточин в карбонатных породах
1.6. Движение флюидов в поровом пространстве карбонатных пород
1.7. Применение растворов поверхностно-активных веществ для кислотных обработок
1.8. Физико-химические свойства ПАВ как реагентов в системах нефть - вода
1.8.1. Классификация ПАВ
1.8.2. Мицеллярные системы
1.8.3. Точка Крафта
1.8.4. Гидрофильно-липофильный баланс
1.9. Образование водонефтяных эмульсий в процессах нефтедобычи
1.10. Выводы по литературному обзору
ГЛАВА 2. МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ, ОБЪЕКТЫ И
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ, ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
2.1. Методики и лабораторное оборудование для подготовки образцов горной породы к проведению фильтрационных испытаний растворов кислот

2.1.1. Методика подготовки образцов керна горной породы к фильтрационным испытаниям
2.1.2. Методика определения проницаемости образцов керна по газу
2.1.3. Методика определения полной и открытой пористости образцов керна
2.1.4. Методика создания и расчета остаточной водонасыщенности образцов керна
2.1.5. Методика проведения фильтрационных испытаний и определение проницаемости модели пласта после проведения кислотной обработки
2.2. Определение растворимости кислотообразующих реагентов
2.3. Определение растворяющей способности растворов кислотообразующих реагентов
2.4. Методика определения плотности ПАВ и исследуемых растворов кислот
2.5. Измерение межфазного натяжения на границе нефть - кислотный раствор
2.6. Рентгенофазовый анализ минералов карбонатных пород
2.7. Микроструктурный анализ образцов горной породы
2.8. Обработка экспериментальных данных
ГЛАВА 3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ РАСТВОРОВ КИСЛОТООБРАЗУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ С КАРБОНАТНОЙ ПОРОДОЙ
3.1. Гидродинамика фильтрации растворов кислот при высокой минерализации пластовой воды
3.2. Влияние водной обработки модели пласта на гидродинамику фильтрации растворов кислот
3.3. Взаимодействие растворов кислотообразующих реагентов с минералами карбонатных коллекторов
3.4. Фильтрационные испытания растворов кислотообразующих реагентов на модели карбонатного пласта
3.5. Влияние расхода фильтрации растворов кислотообразующих реагентов на структуру каналов растворения

3.6. Взаимодействие растворов кислот с минералами карбонатной породы в поровом пространстве
3.7. Влияние ПАВ на межфазное натяжение в системе нефть - кислотный раствор
в пластовых условиях
ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРОВ КИСЛОТООБРАЗУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
4.1. Разработка технологии кислотной обработки призабойной зоны скважин
4.2. Техническое оборудование и реагенты, необходимые для проведения кислотной обработки
4.3. Проведение технологического процесса
4.4. Критерии применения технологий воздействия на пласты
ВЫВОДЫ
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ В РАБОТЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
(а) (б)
Рисунок 1.11. Схематически изображенные на карбонатной породе: а) различные виды пор: А - каверны; В - каналы вдоль плоскостей отдельности; С - каналы вдоль плоскостей напластовывания; Э - каналы растворения; б) поры, возникшие в результате формирования крупных пор и мелких трещин
1.7. Применение растворов поверхностно-активных веществ для кислотных обработок
Добавление поверхностно-активных веществ в растворы кислот снижает межфазное натяжение в системе нефть - кислота, способствует увеличению проникающей способности кислоты в микроскопические поры пласта. Очистка забоя скважины от твердых отложений и частиц цемента, а также воздействие на слабопроницаемые заглинизированные породы делает необходимым использование ПАВ [127]. Скорость взаимодействия кислотного раствора, содержащего ПАВ, с горной породой карбонатного состава снижается, что благоприятствует удалению продуктов реакции из порового пространства [128]. Способность таких растворов разрушать водные барьеры и удалять рыхлосвязанную воду обеспечивает интенсификацию притока нефти [129]. Схематически данный процесс представлен на рис. 1.12.
(а) (б) (в)
Рисунок 1.12 Схематическое изображение порового пространства карбонатной породы: а — исходное состояние, б - кислотная обработка без добавления ПАВ, в - кислотная обработка с добавлением ПАВ. Примечание: 1 - рыхлосвязанная вода, 2 - нефть, 3 - кислота, 4 - водная преграда [ 1 ]