Составы на углеводородной и силикатной основе для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

• Автор: Нигъматуллин, Марат Махмутович
• Шифр специальности: 02.00.11
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 149 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПО СОЗДАНИЮ МЕТОДОВ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ Литературный обзор

1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений и способы борьбы с ними

1.1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений

в призабойной зоне пласта.

1.1.2 Коллоиднохимические основы возникновения асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта.
1.1.3 Коллоиднохимический механизм удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с применением органических растворителей
1.1.4 Анализ технологической эффективности существующих методов обработки призабойной зоны пластов, осложненных

асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

1.2 Водоограничительные материалы и основы их применения

1.2.1 Формы существования остаточной нефти
1.2.2 Основные принципы действия технологий по изоляции водопритоков в промытых зонах нефтеносного коллектора.
1.2.3 Коллоиднохимические основы взаимодействия водоограничительных материалов с пластом
1.2.4 Влияние электролитов на процессы агрегации силиката натрия
1.2.5 Влияние добавок водорастворимых полимеров на процессы
агрегации силиката натрия.
1.2.6 Коллоиднохимический механизм флокуляции суспензий полиакриламидами.
2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
2.1 Объекты исследования.
2.2 Определение компонентного состава АСПО.
2.3 Определение молекулярномассового распределения парафиновых углеводородов в нефти и АСПО.
2.4 Гравиметрический метод оценки эффективности разрушения АСПО.
2.5 Методика испытаний эффективности удаления АСПО на установке моделирования процессов в однородных пластах
2.6 Методика испытаний эффективности действия водоограничительного состава на установке моделирования процессов в однородных пластах.
2.7 Методика исследования селективности потокоотклоняющих способностей водоограничительного состава
2.8 Методика определения прироста коэффициента вытеснения
нефти при применении водоограничительного состава
2.9 Методика определения массы осадка
2. Измерение напряжения сдвига гелей жидкого стекла
2 Определение структурной вязкости водоограничительных составов.
3 СОЗДАНИЕ СОСТАВОВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СПОСОБА ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ .
3.1 Создание составов для удаления АСПО на основе фракции переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья
3.1.1 Характеристика компонентов, использующихся для создания составов для удаления АСПО.
3.1.2 Обработка призабойной зоны пласта реагентом и составами
МИАпром.
3.2. Создание составов для разрушения АСПО на основе смесей
растворителей и солей госсиполовой смолы.
3.3 Способ обработки призабойной зоны пласта реагентом Миапром и составами на основе смесей углеводородных растворителей и солей госсиполовой смолы.
4 СОЗДАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПО ОЧИСТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ОТ
АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ПОДКЛЮЧЕНИЕМ В РАЗРАБОТКУ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ЧАСТЕЙ ПЛАСТА.
4.1 Подбор компонентов для создания водоограничительных составов.
4.2 Изучение способности водоограничительного состава к селективной изоляции высокопромытых участков пласта
4.3 Способ регулирования разработки нефтяного пласта.
4.4 Комплексная технология Миапром по очистке призабойной зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений с исключением из разработки высокопромытых участков
Основные результаты и выводы.
Список использованных источников


Проницаемость ПЗП практически никогда не остается постоянной и со временем, как правило, ухудшается. Это связано с тем, что в зависимости от технологических условий разработки месторождений, в течение всего периода работы скважины ее ПЗБ подвергается различным физикохимическим, биологическим и другим изменениям. Поэтому, изучению процессов механической, химической и биологической кольматации ПЗП уделяется огромное внимание. Зависимость фильтрационноемкостных характеристик ПЗП при прочих равных условиях от наличия асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне изложена в работах . Разработка месторождений с применением различных способов повышения нефтеотдачи существенно изменяет начальные условия залежи. Особенно существенное влияние оказывает применение заводнения. В результате нагнетания в пласт больших объемов холодной воды нарушается первоначальный тепловой режим залежи, что вызывает целый ряд тепловых и физикохимических процессов. В ряде случаев это приводит к созданию благоприятных условий для кристаллизации парафина и образования в породах пласта АСПО. Даже температурные сезонные колебания нагнетаемой в пласт воды могут весьма существенно сказаться на температуре пластовых флюидов, и соответственно, на засоренности пласта АСПО и на его проницаемости , . Нарушение температурного режима, ведущее к образованию АСПО, также весьма характерно для эксплуатации скважин при забойных давлениях ниже давления насыщения нефти газом, для работ по глушению и промывке скважин. Данные промысловых исследований показывают, что при снижении температуры во всех случаях происходит существенное снижение фильтрации, причем наблюдается резкое падение фильтрации при температуре, соответствующей температуре насыщения нефти парафином. В зависимости от проницаемости породы происходит частичная или полная закупорка поровых каналов. В низкопроницаемых коллекторах полностью прекращается фильтрация. В области высокой проницаемости фильтрация продолжается, но при ухудшенной характеристике проницаемости пористой среды. На образование АСПО оказывает влияние также компонентный состав нефти, который зависит от условий залегания нефти в пласте. Исследованиями установлено закономерное увеличение вязкости и плотности нефтей в направлении от свода к краевым частям залежи. Такие же изменения наблюдаются по мере приближения эксплуатационного объекта к водонефтяному контакту и характерны для многих месторождений. Твердые парафины АСПО представлены в основном парафинами и в меньшем количестве церезинами . До парафинов АСПО приходится на парафины нормального строения. В разветвленных структурах преобладают заместители с небольшим числом углеродных атомов. Это макрокристаллические парафины с длинной цепью, содержащей атомов углерода, представляющие собой крупные игольчатые кристаллы гексагональной структуры. Церезины имеют более длинную цепь, включающую ароматические и нафтеновые кольца. Церезины относят к микрокристаллическим парафинам. Как правило, это кристаллы неправильной формы ,. В связи с неоднородностью химического состава и свойств парафинов даже в однотипных нефтях процесс кристаллизации не является мгновенным. От момента возникновения зародышей кристаллов до видимых их размеров протекает определенное время, поэтому насыщение нефти парафином и соответственно изменение ее реологических свойств тоже протекает во времени. С момента появления первых кристаллов и до полного прекращения движения нефти по причине закупорки поровых каналов происходит постепенное снижение степени дисперсности нефтяной системы . Не имея точных границ процесса начала кристаллизации, для качественной характеристики изменения фильтрационных показателей нефти обычно ориентируются на усредненное значение температуры насыщения нефти парафином. Скорость фильтрации может уменьшаться с течением времени при понижении температуры в пласте до температуры насыщения нефти парафином . Выделение из нефти твердых парафинов происходит не только по причине аномального снижения пластовой температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином , .