ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Обратная эмульсия - технологическая жидкость для глушения скважин из "Применение обратных эмульсий в нефтедобыче" Буровые растворы на водной основе, применяемые для вскрытия продуктивных пластов, как отмечалось, приводят к неизбежному проникновению в приствольную зону пласта водного фильтра и твердых частиц бурового раствора. Зона проникновения фильтрата растворов характеризуется многочисленными поверхностями раздела фаз и развитием в ней гидратационных процессов и капиллярных концевых эффектов, препятствующих продвижению нефти в скважину на стадии вызова притока и последующей эксплуатации. Эффект блокирования усиливается в коллекторах с низкими фильтрационными свойствами. [c.138] Физическая сущность концевого капиллярного эффекта заключается в том, что в приствольной части скважин, пробуренных с применением водных систем, образуется водонасы-щенная зона. Вода в гидрофильных пористых средах является смачивающей жидкостью, а, так как две несмешивающиеся фазы находятся под разным давлением, которое отличается на величину капиллярного, то одним из основных условий одновременной фильтрации двух несмешивающихся флюидов является, равенство давлений в фазах. При малой насыщенности нефтью прискважинной зоны пласта капиллярное давление очень велико и препятствует ее выходу из пористой среды. Преодолеть капиллярное давление можно только при увеличении насыщенности прискважинной зоны пласта углеводородной фазой до значения, соответствующего капиллярному давлению. [c.138] В результате продвижения воды в глубь пласта происходит отмывание поверхности от углеводородов, что вызывает инверсию этой поверхности, обусловливает изменение направления вектора капиллярных сил в приствольной зоне пласта. Вектор капиллярных сил в этом случае имеет направление от стенки скважины в глубину пласта. Эти силы, по мнению Н.И. Рыло-ва, служат основным препятствием при продвижении нефти к забою скважины. [c.138] Исследования, проведенные в ТатНИПИнефти [20], были направлены на изучение возможности снижения капиллярных концевых эффектов путем увеличения насыщенности прискважинной зоны пласта углеводородной фазой и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Эффект снижения поверхностного натяжения достигается за счет применения углеводородного раствора маслорастворимых ПАВ. [c.138] В качестве углеводородной жидкости использовали нефть, битумный дистиллят, а в качестве ПАВ - эмульгаторы обратных эмульсий, в частности, один из наиболее поверхностно-активных эмульгаторов - эмультал (см. табл. 8). [c.138] Исследования показали, что прокачивание углеводородного раствора ПАВ через керн в количестве, равном трем-пяти объемам порового пространства позволило восстановить проницаемость до 65-100 %. Восстановление фазовой проницаемости керна достигается за счет снижения водонасыщенности образца и капиллярных сил, обусловливающих высокие концевые эффекты. Маслорастворимый ПАВ, входящий в состав углеводородного растворителя, позволяет, за счет снижения поверхностного натяжения на разделе фаз, эмульгировать водную фазу и гидрофобизировать поверхность пор в зоне проникновения фильтрата. [c.139] В промысловой практике эта обратная эмульсия получила название ТЖУ - технологическая жидкость углеводородная. ТЖУ приготовляют централизованно на специальных установках и непосредственно на скважине. Эту операцию на скважине выполняют с помощью цементировочного агрегата и автоцистерн путем перемешивания эмульгатора в углеводородной среде. При этом эмульгатор подают в бункер цементировочного агрегата при непрерывной циркуляции углеводородной жидкости по замкнутому кругу автоцистерна - бункер - насос - автоцистерна. Продолжительность перемешивания не менее двух циклов. В процессе приготовления эмульсии оду, как правило, не вводят, так как используемые в промысловой практике углеводородные компоненты (нефть, битумный дистиллят) имеют в своем составе 3-4 % связанной воды в виде обратной эмульсии. [c.140] Минимальное количество ТЖУ (5 м ) принято из условия, что в случае максимального разбавления эмульсии нефтью, в интервале продуктивного пласта будет находиться достаточное количество эмульгатора (0,8-1,5 %), которое обеспечит снижение поверхностного натяжения на разделе фаз, капиллярных сил, удерживающих фильтрат в порах пласта, и гидрофобизацию поверхности фильтрационных каналов. [c.141] Эффективность применения разработанной технологии на стадии заканчивания скважин и ввода их в эксплуатацию оценивали на основе фактических данных УБР и НГДУ, а также результатов специальных исследований, выполненных Н.И. Ры-ловым на скважинах, где проводились промышленные испытания новой технологии. Их выполняли по двум схемам. [c.141] По описанной схеме исследования были проведены на трех скважинах НГДУ Азнакаевскнефть - скв. 13700 Карамалинс-кой площади, СКВ 27560 и 27508 Северо-Азнакаевской пло--щади. Полученные результаты исследований скважин приведены в табл. 38. [c.141] 27560 введена в эксплуатацию глубинным насосом НГН-43, толщина перфорированного интервала составляет (1085,5 - 1088,5 м). После обработки пласта ТЖУ дебит увеличился в 1,6 раза, коэффициент продуктивности - на 25 %. Полученные результаты промысловых исследований показывают, что обработка продуктивности пласта ТЖУ путем гидроимпульсного воздействия на призабойную зону позволяет повысить коэффициент продуктивности на 25-58 %, при этом наибольший эффект достигается при обработке низкопродуктивных скважин. [c.142] 19 070 закончена по обычной технологии, вскрытие продуктивных пластов осуи ествляли на глинистом растворе плотностью 1250 кг/м . После освоения компрессорным способом скважина сдана в НГДУ и введена в эксплуатацию глубинным насосом НГН-32. [c.142] 19 069 и 19 068 закончены по новой технологии, вскрытие продуктивных пластов осуществляли на глинисто/., растворе плотностью 1260 кг/м . Скважины сданы в НГДУ после обработки пласта ТЖУ и введены в эксплуатацию глубинными насосами НГН-43. [c.143] Анализ приведенных результатов показал, что скважины, законченные по обычной технологии, имеют удельную продуктивность в 2,5-4,3 раза меньше по сравнению с удельной продуктивностью скважин, законченных по новой технологии при одинаковых фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, определенных с помощью геофизических исследований. [c.143] В табл. 40 представлены промысловые данные по скважинам, вскрывшим слабопроницаемые коллекторы с применением различных технологических схем заканчивания с обработкой слабоконцентрированной обратной эмульсией без вызова притока, с бработкой ТЖУ с предварительным или последующим вызовом притока из пласта компрессорным способом. [c.143] 13 720 после обработки пласта ТЖУ был предварительно вызван приток компрессорным способом. Устойчивый приток нефти с низким содержанием воды (2 %) получен после одного цикла снижения уровня. [c.144] 23 391 первоначально осваивалась компрессорным способом, при этом устойчивого притока нефти не было получено. Затем скважина была обработана ТЖУ и введена в эксплуатацию, дебит скважины составил 4 т/сут, содержание воды в продукции 1 %. [c.144] Данные промысловых испытаний показывают, что обработка слабопроницаемых ТЖУ обеспечивает создание гидродинамической связи их со скважиной. Поэтому на тех скважинах, где нефтенасыщенность пласта, установленная по данным геофизических исследований не вызывает сомнений в получении притока нефти, применение компрессора заведомо может быть исключено. [c.144] Вернуться к основной статье