Композиционные присадки в технологиях интенсификации нефтедобычи

• Автор: Аюпов, Айдар Газимович
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Казань
• Количество страниц: 243 с. : ил.

Содержание
Введение

1 Литературный обзор

1.1 Геологофизическая характеристика нефтяных залежей

1.2 Разработка нефтяных месторождений методом заводнения

1.2.1 Силы, удерживающие нефть в пласте и эффективность извлечения нефти методом заводнения

1.2.2 Распределение и состояние остаточной нефти на заводннных залежах

1.3 Методы извлечения остаточной нефти МУН

1.3.1 Классификация МУН

1.3.2 Применение водорастворимых ПАВ в нефтедобыче

1.3.3 Применение водорастворимых полимеров в нефтедобыче

1.3.4 Добыча нефти с применением углеводородных составов
1.4 Интенсификация притока к забою скважин
1.4.1 Удаление АСПО с применением углеводородных составов
2 Экспериментальная часть
2.1 Определение группового состава АСПО
2.2 Определение группового состава и основных физикохимических характеристик базовых растворителей АСПО
2.3 Оценка эффективности углеводородных растворов при
удалении АСПО
2.4 Оценка устойчивости водных растворов полимеров
2.5 Определение поверхностного и межфазного натяжения углеводородных и полимерных растворов
2.6 Определение смачивающей способности углеводородных и полимерных растворов
2.7 Эффективность углеводородных и полимерных растворов при вытеснении нефти из моделей пласта
2.7.1 Подготовка моделей пласта
2.7.2 Оценка нефтевытесняющей способности растворов по методу вторичного нефтевытеснения
2.8 Оценка эмульгирующих свойств углеводородных и полимерных растворов
3 Обсуждение результатов
3.1 Эффективность действия углеводородных расгворов при удалении АСГ широкого группового состава
3.1.1 Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций при удалении ЛСПО
3.1.2 Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций с индивидуальными присадками при удалении АСПО
3.1.2 Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций с композиционными присадками при удалении АСПО
3.2 Подбор проталкивающего агента
3.2.1 Устойчивость растворов полимеров к действию солей
3.2.2 Стабильность полимерных растворов во времени
3.2.3 Поверхностноактивные свойства полимерных растворов
3.3 Эффективность растворов при вторичном нефтевытеснении
3.3.1 Нефтевытесняющая способность полимерных растворов
3.3.2 Нефтевытесняющая способность углеводородных растворов
3.4 Эмульгирующие свойства композиционных углеводородных и полимерных растворов
3.4.1 Изучение углеводородных растворов присадок, как эмульгаторов и стабилизаторов эмульсий с пластовой водой
3.4.2 Способность композиционных полимерных составов
к образованию эмульсий с углеводородными растворами
3.5 Опытнопромысловые испытания технологии ТатНО по повышению нефтеотдачи высокообводннных пластов
Список сокращений Список литературы
Приложение 1 Таблицы экспериментальной части
Приложение 2Техническнс условия на реагент ТатНО
Приложение 3 Санитарноэпидемиологическое заключение
Приложение 4 Сертификат соответствия
Приложение 5 Сертификат на применение х им продукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти Приложение 6 Инструкция по применению технологии ТатНО на нефтяных местрождениях Приложение 7 Акт о проведении опытнопромысловых испытаний технологии ТатНО для повышения нефтеотдачи высокообводннных пластов
Введение
Актуальность


Где показано, что поверхностная активность нефтей зависит от содержания металпорфириновых комплексов, ассоциирующихся в АСВ, но в основном в низкомолекулярных асфальтенах, с которыми прочны связаны межмолекулярными силами, т. АСВ более богаты порфиринами, чем лгкие 8. Адсорбируясь на породе, порфирины увлекают за собой АСВ, которые являются стабилизаторами адсорбционных слов, о чм свидетельствует повышенное содержание АСВ в этом слое. Толщина этого слоя мала, но на базе него образуется затем структурированный слой нефти, обладающего более высокой вязкостью в раз, убывающей от тврдой фазы вглубь объма 8. Величина этого граничного слоя соизмерима с диаметром пор, что оказывает существенное влияние на фильтрацию нефти и способствует образованию застойных зон, где нефть не участвует в общем движении. Количество плночной нефти зависит также от природы, строения пористой среды и величиной е удельной поверхности 3,8. Так, адсорбция, а следовательно и толщина граничного слоя больше на карбонатных породах доломит, известняк и на глинах, чем на кварце. По оценкам 8 доля плночной нефти в общем объме невытесненной нефти на гидрофобизированных участках может достигать . Поэтому для повышения КИИ, особенно из гидрофобизированных пластов, содержащих нефть с высокой вязкостью и АСВ, важно создать МУН, позволяющий перевести плночную нефть из граничного слоя в свободное состояние 8. Значительное влияние граничных слов нефтей на КИН было подтверждено лабораторными и промысловыми исследованиями изменения состава АСВ нефти при заводнении и закачке С1. АСВ в водный период содержание асфальтенов практически одинаково, а смол по сравнению с исходной нефтью значительно снизилось. Это говорит о преимущественной адсорбции на породе смол, приводящей к образованию на поверхности породы высоковязкой нефтяной пленки, не отмываемой при обычном заводнении. Результаты доотмыва остаточной нефти чередующимися оторочками СО2 и воды из пористой среды показали, что КИН возрастает, причем содержание асфальтенов в нефти возрастает, а смол восстанавливается практически до первоначального. Таким образом, после воздействия СО2 происходит частичное разрушение граничных слоев и ослаблением структурномеханических свойств нефти, поэтому при дальнейшем вытеснении водой отмыв пленочной нефти возрастает. Доказательством чему служит тот факт, что при дальнейшем вытеснении нефти водой, содержание в ней АСВ постепенно восстанавливается. Таким образом, целью применения МУН после заводнения является извлечение нефти, оставшейся в заводненных зонах пластов, а также. Для нашей страны, больше других применяющей метод заводнения, проблема добычи остаточной после заводнения нефти имеет важное значение, так как многие крупнейшие нефтяные месторождения находятся на поздней стадии разработки обводннность продукции выше . При этом остаточные запасы нефти огромны и относятся к трудноизвлекасмым, особенно на месторождениях с высоким КИП более , где высокая водонасыщснность мешает контактированию рабочего агента с нефтью . Также разработка новых МУН важно в связи с постоянно ухудшающейся структурой запасов ввод в разработку месторождений с низкопронннаемыми, глинизированными, карбонатными коллекторами и высоковязкими нефтями 9. В нашей стране в х годах повышение эффективности заводнения осуществлялось в основном улучшением технологии и системы разработки изменение схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин, оптимизация давления нагнетания воды и т. В начале х начали усиленно разрабатывать МУН с применением различных агентов, с целью увеличения охвата пластов и устранения или уменьшения влияния сил, удерживающих нефть в заводннных зонах пласта 4. Но при таком широком многообразии состояния остаточной нефти, свойств пластовых флюидов и нефтяных залежей, понятно, что не может быть одного универсального метода, устраняющего все причины остаточной нефтенасыщенности, и привело к созданию многочисленных МУН. ПАВ, серной и соляной кислот. Как указывалось, остаточные запасы нефти при заводнении обусловлены в основном микро, макронеоднородностыо, вязкостью нефти и межфазным натяжением на контакте нефти с водой, гравитационными силами 4, .