ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

их закупоривания, что ведёт к снижению приёмистости и дебитов скважин. Кислотные обработки помогают очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижению межфазного натяжения. На Федоровском месторождении, которое мы взяли за основу статьи,кислотные методы оказали положительное действие, способствуяочистке ПЗП, увеличению нефтеотдачи, , а также приемистости скважин , на одной из нагнетательных скважин,к примеру, её приёмистость увеличилась на 75 м3/сут. Кислотное воздействие как метод увеличения нефтеотдачи впервые было применено для увеличения дебита скважин с карбонантными коллекторами, однако его положительное влияние способствовало дальнейшему его применению.

Список литературы

1.Нефть Сургута. Сборник статей посвященных добыче 1 млрд. тонн нефти на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз”. М.. Нефтяное хозяйство, 1997 год, стр. 213.

2.Руководящий документ "Технология применения кислотных составов для ОПЗ пластов в условиях длительной эксплуатации скважин". РД 39Р-05753490-004-99. Тюмень, 2009г.

3.Отчет о научно-исследовательской работе "Авторский надзор за разработкой Федоровского месторождения",2010г.

4.Отчёт о научно-исследовательской работе "Проект разработки Фёдоровского месторождения", Главтюменьнефтегаз, СибНИИНП, Тюмень 1985.

БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЛУНЖЕРНЫХ ЛИФТОВ

Донг Ван Хоанг, Национальный исследовательский Томский политехнический

университет, г. Томск

При добыче парафинистых нефтей одной из самых серьезных проблем является образование асфальтосмолопарафиновых отложений, формирование которых приводит к возрастанию сопротивления движению жидкости и снижению производительности и эффективности работы скважин. Поэтому в настоящее время актуальной становится разработка новых технологических методов, направленных на предотвращение отложений в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Существуют два принципиальных подхода к борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями: предотвращение отложений парафина (превентивный подход); различные методы удаления отлагающегося парафина.

Первый подход является предпочтительным и базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности

221

подъемника. Данный подход включает следующие методы: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на неё стекла, эмали или эпоксидных смол; использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений. Сущность такого метода заключается не только в гидрофилизации внутренней поверхности подъемника за счет адсорбции на ней химических реагентов, но и в адсорбции этих реагентов на образовавшихся кристаллах парафина и формировании на них тонкой гидрофильной пленки, препятствующей росту кристаллов парафина, их слипанию с образованием сгустков твердой фазы и последующим их отложением на стенках НКТ. Сегодня известно определенное количество ингибиторов парафиноотложений на базе как водорастворимых, так и нефтерастворимых ПАВ.

Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов:

Тепловые – прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. Такой процесс называется пропариванием НКТ. Часто используют и прокачку горячей нефти. В настоящее время используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.

Химические – использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину.

Механические – использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемы на устье скважины, либо так называемых автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи раскрываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру НКТ они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины.

В последнее время появился интерес к применению средств очистки стенок труб от парафина механическим способом с использованием энергии нефтегазового потока. Для предотвращения парафиноотложения в подъемных трубах скважин, эксплуатируемых фонтанным и газлифтом, предлагается использовать плунжерные подъемники. В этих подъемниках плунжер, движущийся по лифту за счет энергии потока, препятствует прилипанию выделяющихся из продукции скважин парафиноотложений к стенкам труб и с потоком выводит эти отложения на поверхность.

Существуют установки плунжерного лифта, добывающие на скважинах с НКТ условным диаметром от 60 до 168 мм. В промысловой практике применяют два типа плунжерного лифта [2]:

222

-с управлением циклов;

-без управления.

Рис. 1. Плунжерный газлифт без управления (система Юза) [2]. 1-плунжер; 2-клапан; 3, 4, 5, 6, 7, 8 - задвижки; 9 - пружина забойного амортизатора; 10 - выкидная линия; 11 - газопровод, 12 - лубрикатор

При нормальной работе плунжерного лифта без управления нагнетаемый газ входит в затрубное пространство по газопроводу 11 через открытую задвижку 3. Допустим, что плунжер 1 с закрытым клапаном 2 достигает нижнего амортизатора. Выше него в подъемных трубах имеется небольшой столб жидкости. Когда сила давления газа, накопившегося в затрубном пространстве и действующего на плунжер, превысит вес плунжера вместе с весом столба жидкости и газа (выше плунжера), плунжер будет подниматься. Жидкость потечет на устье подъемной колонны и через открытую задвижку 5 в выкидную линию 10. Давление под плунжером снижается и клапан 2 открывается, что позволяет плунжеру падать вниз.

Эффективность работы вышеописанных конструкций много зависит от типа используемого плунжера, так как он является основным рабочим механизмом плунжерного газлифта. В зависимости от дебита скважины по притоку жидкости к забою и по газу существуют следующие типы плунжера:

-самоуплотняющийся плунжер состоит из корпуса, на который надеваются уплотнительные элементы, прижимаемые к трубе пружинами,

ишара, перекрывающего центральное отверстие;

-плунжер типа "летающий клапан"

-постоянного наружного диаметра;

223

- комбинированный, предназначенный для скважин с разноразмерной колонной насосно-компрессорных труб.

Таким образом, применение плунжерных лифтов является одним из самых эффективных методов борьбы с парафиноотложениями. Выбор оптимальной конструкции плунжера обеспечивает эффективность работы в установках для подъёма жидкости из нефтяной и газовой скважин, а так же максимально препятствует образованию отложений в НКТ.

Список литературы

1.Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Перепечатка с издания 1983 г. - М.: ООО "Издательский дом Альянс", 2009. - 510 с.

2.Силаш А. П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть I. Пер. с англ. - М.

Недра, 1980 г. - 375 с.

3.Нефтепромысловое оборудование: Комплект каталогов / Под ред. В.Г. Креца, В.Г. Лукьянова - Томск: Изд-во Томск. ун-та, 1999 г. 898 с.

4.Донг Ван Хоанг. Давыдова А. Е. Конструкции плунжерных газлифтов / Проблемы геологии и освоения недр: Труды XVIII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, Томск, 7-11 Апреля 2014. - Томск:

Изд-во ТПУ, 2014 - Т. 2 - C. 442-444.

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОАЛЕСЦИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ РАЗЛИЧНОГО ТИПА НЕФТЕЙ

Мякишев Е.А., Тарасов М.Ю., Зенцов А.Е., ОАО «Гипротюменнефтегаз», г. Тюмень

Исследованию процессов предварительного укрупнения дисперсной фазы обратных эмульсий типа «вода в нефти» на поверхности твердой фазы коалесцирующих элементов перед отстаиванием, а также оценке эффективности применения коалесцирующих элементов в процессах разрушения водонефтяных эмульсий посвящено значительное количество лабораторных и промысловых исследований. Основное внимание при этом уделяется процессам обезвоживания тяжелых и высоковязких нефтей [1,2,3]. В то же время большой интерес представляет оценка влияния обработки вышеуказанными элементами на процесс разрушения эмульсий легких и средних нефтей.

Целью данной работы являлось экспериментальное исследование процесса разрушения эмульсий легких, средних и тяжелых нефтей методом термохимического отстаивания в условиях дополнительного гидродинамического воздействия на эмульсию гидрофильными коалесцирующими элементами с различной площадью контактной поверхности. Исследования проводились в лабораторных условиях на искусственных эмульсиях легкой (плотность при 20оС 821,0 кг/м3), средней (плотность при 200С

850,0 кг/м3) и тяжелой (плотность при 200С 881,0 кг/м3) нефтей.

224

Первым этапом работ являлось моделирование искусственных агре- гативно-устойчивых эмульсий при параметрах, обеспечивающих дисперсность близкую к дисперсности реальной водонефтяной эмульсии.

Для эмульсии каждой нефти отрабатывался режим приготовления (число оборотов мешалки n1, время перемешивания t) с разными значениями обводненности (10, 20, 30, 40 и 50%) и определялась её кинетическая устойчивость после отстаивания в течении 1 часа при комнатной температуре. После получения эмульсии с устойчивостью 90-100 % и необходимой дисперсностью капель воды в нефти дальнейший подбор режима приготовления для данной нефти прекращали.

Далее, для искусственной эмульсии каждой нефти определялись основные параметры процесса термохимического отстаивания (обезвоживания) до остаточного содержания воды в нефти 0,5% (глубокое обезвоживание нефти до требований ГОСТ 51858-2002), а именно температура, продолжительность отстаивания и расход химического реагента. Обработку эмульсию реагентом проводили при параметрах, обеспечивающих равномерное распределение по всему объему эмульсии, а именно при режимах, определенных по методике [4]. Деэмульгатор дозировался в виде 1 %-ного раствора реагента в смеси растворителей (изопропилового спирта и толуола – в соотношении 30:70). Объем искусственной эмульсии на каждый опыт составлял 80,0 мл.

После определения основных параметров процесса термохимического отстаивания проводились опыты по оценке эффективности разрушения эмульсий с применением и без применения коалесцирующих элементов. Для этого на одну пробу эмульсии каждой нефти оказывали дополнительное воздействие обычным лопастным валом мешалки, а шесть других проб обрабатывали коалесцирующими насадками. Таким образом, моделировался процесс обычного турбулентного движения эмульсии и процесс контактного воздействия на эмульсию гидрофильной контактной поверхностью коалесцирующего элемента для предварительного укрупнения дисперсной фазы эмульсии перед её отстаиванием.

По окончанию обработки каждую пробу эмульсию отстаивали в течении часа, фиксировали динамику отделения свободной воды и остаточную обводненность.

Результаты экспериментальных исследований процесса разрушения искусственных агрегативно-устойчивых эмульсий различной плотности и устойчивости позволили сделать вывод о том, что относительная эффективность процесса разрушения эмульсий после предварительной обработки гидрофильными коалесцирующими элементами повышается с ростом плотности нефти. Это необходимо учитывать при выдаче рекомендаций по технологическим режимам подготовки нефти, а также при определении количества аппаратов, оборудованных коалесцирующими элементами.

225

Список литературы

1.Анализ эффективности интенсифицирующих устройств для процесса подготовки тяжелых нефтей/Р.У. Мухамадеев, А.А. Вольцов//Наука в нефтяной и газовой промышленности. – 2011. - №4. – с. 12-15.

2.Оценка эффективности интенсифицирующих устройств для процесса подготовки тяжелых нефтей/Р.У. Мухамадеев, А.А. Вольцов//Наука в нефтяной и газовой промышленности. – 2011. - №4. – с. 16-19.

3.Исследование процесса обезвоживания сверхвязких нефтей с применением интенсифицирующих устройств/С.Н. Судыкин, Ф.Р. Губайдуллин, Т.Ф. Космачева, В.А. Крюков, А.А. Вольцов//Сборник научных трудов ТатНИПИнефть.

Выпуск №LXXVIII – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». – 2010. – с. 274-280.

4.Лабораторное моделирование процессов обезвоживания нефти в аппаратах с коалесцирующими элементами/М.Ю. Тарасов, А.Е. Зенцов, А.Б. Зырянов, Е.А. Мякишев//Нефтяное хозяйство. – 2013. - №2. – с. 102-104.

УТЯЖЕЛЁННЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В ЗОНЕ АВПД

Семененко А.Ф., Романова Т.Н., Щербич Н.Е., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Основные объемы газа на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции обеспечивают в настоящее время залежи в неокомсеноманских толщах. Базовые залежи месторождений НадымПуртазовского региона в значительной степени выработаны и вступили в стадию падающей добычи. В связи с этим актуальным становится расширение объемов поисково-разведочных работ на ачимовские и юрские отложения, а также строительство эксплуатационных скважин для разработки уже разведанных участков ачимовской толщи. При строительстве глубоких разведочных скважин возникает необходимость применения буровых и тампонажных растворов плотностью 2300 кг/м3 и более.

Приготовление тампонажных растворов с плотностью 2300 кг/м3 и более в случае применения стандартных утяжеляющих добавок (барит, ЖРК, гематит) является достаточно проблематичным, поскольку с увеличением дозировки утяжелителей с плотностью от 4 до 5 кг/м3 требуется одновременно уменьшать водосмесевое отношение, что приводит к существенному увеличению консистенции растворов и снижению прочности камня. Обычно в этих случаях рекомендуется применять утяжеляющие добавки с более высокой плотностью для снижения их объёмной концентрации в тампонажном растворе при допустимых водосмесевых отношениях и, тем самым, обеспечения приемлемых реологических характеристик растворов и требуемой прочности камня.

Однако при использовании утяжеляющих материалов плотностью более 5000 кг/м3 повышаются требования к их дисперсности, поскольку большая разность плотностей цемента и утяжелителя может быть причиной седиментационного расслоения тампонажного раствора при недоста-

226

точной прочности структуры. Тампонажные растворы с добавкой барита имеют хорошую седиментационную устойчивость, что связано с большой дисперсностью барита.

Одним из способов приготовления технологичных утяжелённых тампонажных растворов (УТР) плотностью 2300 кг/м3 и более в случае использования утяжеляющих добавок плотностью от 4000 до 4500 кг/м3 может быть использование в качестве жидкости затворения не воды, а водных растворов солей. Повышенная плотность растворов солей позволяет уменьшить объёмную концентрацию утяжелителя без снижения плотности раствора и при приемлемых жидкостно-смесевых отношениях получать суспензии с требуемыми реологическими характеристиками.

Для исследования по разработке оптимальных рецептур УТР с плотностью 2300 кг/м3 на основе портландцемента и барита с затворением данной смеси концентрированным раствором хлорида натрия в качестве исходных материалов использовались: портландцемент тампонажный типа ПЦТ I-G-CC-1 по ГОСТ 1581-96 производства ОАО «Сухоложскцемент»; баритовый концентрат по ГОСТ 4682-84; соль повареннуюпо ГОСТ 4233-77.

Тампонажный портландцемент предварительно смешивался с баритовым концентратом, а хлористый натрий добавлялся в воду затворения из расчета получения раствора плотностью 1180 кг/м3.

Результаты испытаний составов УТР с различным соотношением «ПЦТ: барит» и жидкостнотвердым отношением от 0,32 до 0,33 приведены в табл. 1.

Кроме рецептур утяжеленных растворов с затворением смесей концентрированным раствором NaCl, испытывались также аналогичные составы с затворением смесей водой для оценки влияния минерализации на процессы твердения и характер изменения прочности камня во времени.

Сопоставляя данные табл. 1, можно говорить о приемлемости выбранных рецептур УТР с плотностью ≥2300 кг/м3 по параметрам растекаемости и водоотделения.

Сравнивая составы УТР, приготовленные на пресной воде и на растворе NaCl видно, что в последнем случае показатель водоотделения значительно ниже (1,5-2 раза) и это объясняется повышенной плотностью жидкости затворения, снижающей скорость осаждения твердой фазы - барита и цемента.

Прочностные характеристики тампонажного камня растворов с плотностью ≥2300 кг/м3, в некоторой степени зависят от состава сухой смеси «ПЦТ + барит». Вполне закономерным является снижение прочности камня при сжатии и расчетных значений прочности при изгибе с увеличением содержания барита в смеси от 60 % до 70 % при незначительном увеличении жидкостно-твердого отношения (от 0,32 до 0,33). Причем в большей степени эта разница наблюдается после двух суток автоклавной обработки (табл. 1, составы 1 и 2).

227

Таблица 1

Свойства тампонажного раствора и камня на основе ПЦТ I-G-CC-1 ОАО «Сухоложскцемент» ГОСТ 1581-96 с добавкой баритового концентрата ГОСТ 4682-84, сформированного в герметизированной камере твердения фирмы «Chandler Engineering» при 120 ºС и 85 МПа (время выхода на режим 240 мин)

с – скорость УЗК (пробега) по прибору «Бетон-8УР», L – усадка камня, Rизг – предел прочности при изгибе камня, Rсж – предел прочности при сжатии.

Предел прочности при изгибе определен с использованием ультразвукового прибора «Бетон-8УР».

Предел прочности на сжатие – с использованием испытательной машины-тестера прочности на сжатие фирмы

«Chandler Engineering».

228

Изменение прочности камня во времени при твердении минерализованных УТР с плотностью ≥2300 кг/м3 наблюдается только для состава с 60 % барита (состав 1) в случае определения Rсж на прессе. Характерно, что в данном случае при некотором снижении прочности камня при сжатии через семь суток твердения (от 23,5 до 22,0 МПа), расчётная прочность камня при изгибе (по скорости прохождения ультразвука) наоборот, со временем незначительно увеличилась от 4,96 до 5,10 МПа. Это говорит об упрочнении структуры камня во времени и отсутствии дефектов, замедляющихскорость прохождения УЗК по камню, и которые обычно связаны с термодеструкцией камня и увеличением его пористости [1].

Учитывая полученные результаты, а также рекомендации о необходимости снижения при повышенных температурах скорости гидратации вяжущего как за счёт снижения его содержания в смеси, так и за счёт связывания специальными добавками продуктов гидратации в более термостойкие соединения, для дальнейших испытаний был выбран состав,

включающий «30 % ПЦТ I-G-CC-1 + 70 % барита + 0,33 р-ра NaCl (1,18 г/cм3)».

Сиспользованием данного базового состава смеси были подобраны

ииспытаны рецептуры утяжеленных тампонажных растворов с плотностью ≥2300 кг/м3 с необходимыми для практического применения технологическими характеристиками с учетом ожидаемых термобарических условий цементирования.

Для регулирования реологических свойств растворов из смеси порт-

ландцемента с баритом (30:70), затворённый раствором хлорида натрия плотностью 1180 кг/м3, в жидкость затворения вводили нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) вколичестве от 0,01 % до 0,1 % от массы смеси.

Установлено, что в случае использования в качестве жидкости затворения раствора NaCl существенно повышается эффективность действия НТФ как замедляющей добавки [1]. Предыдущие исследования баритовых УТР на пресной воде показали, что для приготовления тампонажных растворов с приемлемым временем загустевания концентрация замедлителя должна быть от 0,06 % до 0,1 % (по массе) [2].

Сцелью выяснения влияния реагента НТФ на время загустевания утяжеленного минерализованного тампонажного раствора был выполнен ряд экспериментов на консистометре высокого давления фирмы «Chandler Engineering» при термобарических условиях: давлении 85 МПа и температуре 90 ºС (время достижения режимных параметров 90 мин.) Установлено, что для баритовых УТР с затворением хлоридом натрия требуемая концентрация НТФ составляет всего лишь от 0,01 % до 0,02 % (по массе). Данный эффект обусловлен, очевидно, усилением замедляющего действия НТФ, в сочетании с повышенной концентрацией NaCl и замедляющим действием самой соли.

229

Одним из основных требований, предъявляемых к УТР, является его стабильность. Стабильность характеризует удерживающую способность раствора. Низкая стабильность способствует возникновению межпластовых перетоков и межколонных нефтегазопроявлений в период ОЗЦ [1].

Испытания по определению стабильности разработанного состава УТР плотностью 2300 кг/м3 с добавками НТФ показали недостаточную седиментационную устойчивость суспензий вследствие разжижающего действия НТФ. Седиментационное водоотделение можно уменьшить за счет применения эффективных реагентов-стабилизаторов.

Вкачестве стабилизирующей добавки использовали полимерный реагент – гидроксиэтилцеллюлозу типа Натросол 250 EXR [3]. Сочетание стабилизирующей добавки и разжижающий эффект НТФ позволяют получить стабильные УТР при концентрации полимерного реагента Натросол 250 EXR 0,2 % к массе цементнобаритовой смеси.

Вэтом случае утяжеленные тампонажные растворы характеризуются высокой седиментационной устойчивостью при требуемых реологических

ифильтрационных характеристиках, безопасным временем загустевания и последующим формированием камня с необходимой прочностью (табл. 1).

Таким образом, для практического применения может быть реко-

мендован состав утяжеленного тампонажного раствора с плотностью ≥2300 кг/м3 включающий:

- 30 % ПЦТ I-G-CC-1 + 70 % барита + 0,2 % Natrosol 250 EXR + 0,02 % НТФ + раствор NaCl (плотностью 1180 кг/м3);

- жидкостно-твердое отношение Ж/Т=0,33.

Список литературы

1.Исследования влияния замедляющих добавок на процессы структурообразования тампонажных растворов и формирование камня при умеренных температурах [Текст]: /И.И. Белей [и др.] //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ВНИИОЭГ, 2014. - № 7. – С. 40-46.

2.Результаты исследований утяжеленных тампонажных растворов при повышенных температурах [Текст]: /И.И. Белей [и др.] //Бурение и нефть. – М.: ООО

«Бурнефть», 2007. - № 7-8. – С. 44-46.

3.RU 2399440 С1. Патент на изобретение. Смесь для получения строительного материала. Натросол 250 ЕХР [Текст]. /Аксютин О.Е. [и др.]. - Опубликовано: 20.09.2010.- bd.patent.su/2399000-2399999/pat.

ОБЛЕГЧЕННЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩИЕ ГИДРОРАЗРЫВ ПОРОД И СОХРАНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Романова Т.Н., Семененко А.Ф., Щербич Н.Е., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В настоящее время многие нефтегазовые месторождения, в том числе и в Сибири, имеют в верхней части геологического разреза высокопро-

230