Проект 33.

Гидрофобная технологическая наножидкость для скважинных операций.

Лебедев Н.А., Хавкин А.Я.

 

Одной из проблем нефтегазовой отрасли является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважин после технологических операций по смене насоса, проведения ОПЗ, глушении скважин на определенное время, других технологических операций, поскольку технологические жидкости на водной основе оказывают негативное влияния на коллекторские свойства продуктивного пласта. Потери производительности скважин при каждой операции могут достигать 30% [1]. Это объясняется тем, что технологический раствор проникает в поры пласта из-за разности пластового и забойного давлений, которое при технологических операциях выше пластового. Попадание в продуктивный пласт воды, на которой, как правило, готовят технологические растворы, приводит к уменьшению фазовой проницаемости для нефти. В глиносодержащих коллекторах при использовании технологических растворов на водяной основе (гидрофильные жидкости) возникают серьезные осложнения из-за набухания глин. Проницаемость пород призабойной зоны при этом оказывается значительно ниже исходной, естественной [2].

Для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в технологические жидкости необходимо добавлять глиностабилизаторы, что несколько снижает процент потери проницаемости призабойной зоны от использования гидрофильных растворов при значительном их удорожании. Для борьбы с осложнениями при вскрытии пласта также в жидкость заканчивания добавляют специальные частицы, которые играют основную роль в образовании малопроницаемой корки, служащей для снижения проникновению различных частиц и воды в пласт [3]. Для вскрытия продуктивных пластов с большим содержанием глин лучше использовать жидкости на нефтяной основе, инвертные и меловые эмульсии [1, 3].

Растворы на нефтяной основе могут предотвратить гидратацию глин и растворение солей, что позволяет снизить загрязнение и падение проницаемости призабойной зоны пласта. Однако технологические жидкости на водной основе используют в большинстве случаев [4]. Для создания гидрофобной технологической жидкости было предложено применение обратной углеводородной эмульсии на водной основе [5]. В этом случае содержание углеводородной жидкости составляло 25-50% при стабилизации обраной эмульсии поверхностно-активным веществом (ПАВ). Недостатком этой эмульсииявляется высокий расход углеводородной компоненты и невысокая стабильность.

Для стабилизации обратной углеводородной эмульсии было предложено использовать наноразмерные добавки гидрофобной твердой фазы [6, 7]. Это позволило повысить сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при снижении расхода углеводородной жидкости и повышении стабильности обратной эмульсии. Размеры частиц твердой фазы принимают не более 100 нм при количестве твердой фазы в составе обратной углеводородной эмульсии в пределах 2-5%-мас.

Соотношение долей углеводородной фазы и воды в полученной смеси составляет, примерно, 1:10. В качестве дополнительного компонента для получения обратной эмульсии используют водный раствор ПАВ в концентрации 0,05-0,1%. По физическим свойствам полученная смесь соответствует параметрам водной фазы, а по физико-химическим – углеводородной фазе. Полученная эмульсия может быть использована практически во всех типов коллекторов и многих технологических операциях при работах с подземным оборудованием на скважинах.

Для удобства промышленного применения было решено изготавливать концентрат гидрофобной технологической жидкости, который затем на промысле добавкой значительного количества водной фазы доводить до необходимого соотношения водной и углеводородной фаз. Проведенные исследования позволили довести содержние концентрата в приготовленной гидрофобной технологической жидкости менее 10%, добавляемой углеводородной фазы 5-8%, а водной фазы – более 80% [7].

Разработанная гидрофобная эмульсия позволяет получить плотность за счет изменения процентного содержания утяжеляющих добавок в водной фазе в диапазоне 1050-1600 кг/м3, обладает высокой устойчивостью во времени (более 40 суток), термостойкостью до +80°С, термостабильностью более 50 ч; низкой температурой застывания (менее -8°С). Повышенные гидрофобные свойства эмульсии, высокой ее стабильности и обеспечения теплообмена в скважине делают ее незаменимой при решении задачи сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта. С 2007г. концентрат гидрофобной технологической жидкости с наноразмерными добавками твердой фазы промышленно выпускается НИИнефтепромхим (г. Казань) под маркой СНПХ-СХ-3003 [8].

Литература

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтепромыслового дела // Учебник для ВУЗов, Уфа, OOO ДизайнПолиграфСервис, 2001, 544c.

2. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М., МО МАНПО, 2000, 525с.

3. Ахметов А.А. Современные технологии капитального ремонта скважин Уренгойского месторождения и основные направления дальнейшего совершенствования // Современные научно-технические решения эффективной эксплуатации месторождений Уренгойского комплекса, М., ОАО «Газпром», 2003, т.1, с.7-13.

4. Крылов В.И., Крецул В.В. Современные технологические жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин // Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии, Материалы расширенного заседания ЦКР Роснедра (нефтяная секция) 4-5 декабря 2007г., М., НП НАЭН, 2008, с.189-209.

5. Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоне нефтедобывающей скважины / Москвин В.Д., Ивина Ю.Э., Горбунов А.Т. и др. // Патент РФ № 2144132, приоритет от 14.07.1999, Б.И., 2000, № 1.

6. Хавкин А.Я., Сорокин А.В. Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне // Патент РФ № 2232872, приоритет от 20.02.02, Б.И., 2004, № 20.

7. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член-корр. РАН Г.К.Сафаралиева // М., ИИКИ, 2010, 692с.

8. Стабилизация гидрофобных технологических жидкостей наноразмерными добавками / Лебедев Н.А., Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Григорьева Н.П. // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям, Материалы Конференции в г. Москва 21-22 октября 2010г., М., Нефть и газ, 2010, с.295-297.__з, 2010, с.420-421.


 

"Фонд Байбакова". Все права защищены. Разработка и продвижение сайта - Kadis tech.