Исследование комплексного действия КПАВ в процессах нефтедобычи

• Автор: Шевкунов, Станислав Николаевич
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 160 с. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
Введение.

Глава 1. Общие сведения о применении КПАВ в нефтедобывающей промышленности

Литерату рный обзор.В

1.1. Характеристика действия ПАВ.

1.2. Применение КПАВ в процессах гидрофобизации

призабойной зоны пласта.

1.3. Применение КПАВ при кислотных обработках скважин.

1.4. Применение КПАВ для борьбы

с сульфатвосстанавливающими бактериями

и защита оборудования от коррозии

1.5. Применение КПАВ в процессах заводнения пласта
1.6. Применение композиций неионогенных и катионактивных ПАВ
Глава 2. Объекты и методы исследования
2.1. Выбор химических реагентов для исследований
2.2. Методики проведения эксперимента.
2.2.1. Методика оценки гидрофобизирующей способности растворов ПАВ методом самопроизвольного
впитывания воды насыпной пористой средой
2.2.2. Методика оценки поверхностного натяжения сталагмометрическим методом.
2.2.3. Определение поверхностного натяжения на границе раздела керосин кислотный раствор ПАВ.
2.2.4. Методика исследования деэмульгирующей способности КЛАВ
2.2.5. Методика оценки ингибирующего действия КПАВ
в соляной кислоте на процесс растворения горной породы
2.2.6. Методика оценки ингибирующего действия КПАВ
в соляной кислоте на коррозию металла.
Глава 3. Исследование влияния структуры КПАВ на эффективность их действия
в процессах повышения нефтеотдачи
3.1. Исследование влияния структуры КПАВ
па их гидрофобизирующую способность
3.2. Исследование влияния структуры КПАВ
на их способность снижать поверхностное натяжение
на границе раздела фаз.
3.3. Исследование влияния температуры обработки модели
на гидрофобизирующую способность реагентов.
3.4. Исследование влияния структуры КПАВ
на их деэмульгирующую способность
Глава 4. Исследование свойств КПАВ с целью их использования
в солянокислотных обработках.
4.1. Влияние КПАВ на поверхностное натяжение
кислотного раствора.
4.2. Исследование растворения породы кислотными растворами, содержащими КПАВ
4.3. Исследование ингибирующего действия КПАВ.
Глава 5. Оценка возможностей применения КПАВ
в разработке технологий повышения нефтеотдачи.
5.1. Оценка влияния поверхностной активности КПАВ
на процессы нефтеизвлечения
5.2. Исследование влияния минерализации воды
на процесс гидрофобизации
5.3. Взаимодействие катионных и неионогенных ПАВ.
5.4 Выбор сорастворителя при использовании КПАВ
в процессах повышения нефтеотдачи.
Общие выводы.
Библиографический список.
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность


Изотерма поверхностного натяжения характеризует диспергирующее действие ПАВ, так как чем ниже о, тем меньше требуется механической энергии для образования новой поверхности раздела, тем выше диспергируемость системы жидкостьжидкость. Другой физикомеханический показатель эффективности действия ПАВ косинус краевого угла смачивания 0 используют при анализе тройных гетерогенных систем типа жидкостьжидкостьтвердое тело, в процессе вытеснения нефти это система нефтьводагорная порода. Использование параметра 0 вызвано тем, что прямое измерение поверхностного натяжения твердого тела сопряжено с определенными трудностями. Величина же 0 позволяет судить о соотношении межфазных натяжений на границе горной породы с нефтью и водой. Термодинамическое равновесие для грех соприкасающихся фаз рис. Снп Св о 0, 1. Отметим, что угол смачивания 0 всегда отсчитывают от касательной к капле в точках ее периметра в сторону более полярной жидкости. Рис. Смачиваемость всецело определяется химическим составом поверхности твердого тела, и поэтому зависит от процессов адсорбции поверхностноактивных веществ. В некоторых случаях изотермы смачивания кривые зависимости 0 от концентрации ПАВ имеют точки инверсии. При определенной концентрации ПАВ поверхность горной породы может превратиться из гидрофильной в гидрофобную и наоборот. Таким образом, изотерма смачивания характеризует способность данного ПАВ образовывать защитную гидрофобизирующую или гидрофилизирующую пленку на поверхности горной породы. На диспергируемости водонефтяной смеси и формировании защитной пленки на поверхности поровых каналов в пласте в основном и базируется применение ПАВ для повышения нефтеотдачи. Условия развития нефтедобывающей отрасли РФ становятся все менее благоприятными. Одной из причин этого явления является увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти, которые составляю уже и имеют тенденцию к дальнейшему росту. Сегодня уже более запасов нефтяных компаний РФ находится в диапазоне низких дебитов скважин, на грани рентабельности. Если лет назад доля скважин с дебитами менее тсут составляла около , то сегодня уже составляют скважины с дебитами до тсут, а дебит средней скважины едва превышает 7 тсут. Свыше трети разрабатываемых запасов нефти имеют обводненность свыше . Низкий дебит и высокая обводненность продукции скважин при существующей налоговой системе являются основными причинами их низкой рентабелыюсги5,,,. Вода, фильтрующаяся в пласт из глинистого бурового раствора или жидкости глушения, оттесняет нефть из призабойной зоны вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. Зона с капиллярно впитывающейся и впоследствии прочно удерживающейся водой на всем протяжении работы добывающей скважины увеличивается в размерах, создавая малопроницаемое для притока нефти препятствие образуется так называемая техногенная радиальная зона повышенной водонасыщенности. В дальнейшем при освоении скважин нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в порах призабойной зоны пласта, скважина становится безприточной и низкодебитной ,,,,,. Одним из методов повышения нефтеотдачи в данном случае, является применение химических реагентов таких, как катионактивпые ПАВ. Применению катионактивных ПАВ для воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов отводится особое место в ряде публикаций ,,,,,,. Целью большинства исследований является улучшение фазовой проницаемости для нефти и снижение ее для воды в терригенных коллекторах. Механизм действия КПАВ подробно рассмотрен в работе . В ней отмечается, что относительная проницаемость для жидкости под действием внешнего перепада давлений максимальна, когда горная порода ею не смачивается. Таким образом, для увеличения подвижности нефти породу необходимо гидрофил изировать, а для увеличения подвижности воды наоборот, гидрофоб изировать. С учетом того, что подвижность вод при гидрофобизации коллектора увеличивается, применение I может резко увеличить дебиты воды обводненных скважин, отмечается далее.